Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

161

кабеля произошел выше обрыва НКТ при падении его на трубы с

образованием сальника, а также обрыв НКТ в нижней части при обрыве

кабеля с образованием сальника в нижней части колонны.

В первом случае необходимо сначала ликвидировать сальник из

кабеля, для чего используют крючки. Для залавливания крючком

плотного сальника, сначала необходимо штопором просверлить отверстие

в сальнике для прохождения крючка. Мелкие куски кабеля, броню,

хомуты, крепившие кабель, рекомендуется залавливать и поднимать

шнеками. Как крайняя мера, для захвата подъема сальника из кабеля,

применяют кольцевые фрезы. На бурильных трубах спускают кольцевой

фрезер с армированной коронкой, производят фрезерование на глубину

равной длине фрезера. После чего фрезер поднимают и продолжают

работы крючком или фрезером в зависимости от плотности и мощности

сальника.

При образовании сальника ниже места обрыва труб, пускают

труболовку, отвинчивают трубы, находящиеся выше или рядом с

сальником и поднимают их на поверхность. После этого работы, ведут так

же, как в предыдущем случае.

Как правило, заклиненный ЭЦН, поднимают с расхаживанием в

сочетании с обратной промывкой.

Извлечение упавших насосных штанг

Зная диаметр штанг и характер разрушения колонны НКТ,

применяют ловители различных конструкций, простой и

комбинированный, позволяющий захватывать штангу за тело или муфту,

а также и шлипсы.

Если штанги находятся в эксплуатационной колонне рядом с

колонной НКТ и ее конец располагается выше конца упавших труб, то

работы по их извлечению осложняются, поскольку при взаимодействии с

печатью или ловильным инструментом их концы могут погнуться. Если

при этом штанга прижата к стене трубы, то применение штангового

шлипса, как правило, не дает эффекта и необходимо использовать

однорогий, счастливый крючок. Его спускают на колонне бурильных труб

до верхнего конца аварийных штанг, поворачивают ротором и

приподнимают. Если индикатор веса показывает увеличение нагрузки, то

начинают осторожный, без рывков подъем колонны, если нет, то

повторяют операцию, опускают колонну и вращают ее ротором, пока не

произойдет захват.

Плотный кубок штанг извлекают с помощью обжимной коронки и

колокола. При этом сначала обжимной коронкой придают верхней части

кубка штанг цилиндрическую форму, а затем захватывают его колоколом.

Если все операции не дают эффекта, ствол скважины очищают от

смятых штанг обработкой торцевыми фрезами. На эту меру необходимо

идти, в крайнем случае, поскольку их применение может привести к

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

162

повреждению эксплуатационной колонны.

Извлечение каната, каротажного кабеля, отдельных

посторонних предметов

Извлечение кабеля или каната, упавшего в скважину и

образовавшего сальник, проводят с помощью крючков аналогично

извлечению кабеля ЭЦН.

При ловле канатов и каротажного кабеля следует избегать

применения металлорежущих инструментов, поскольку образующиеся

при их работе мелкие частицы металла, кусочки стальной проволоки не

выносятся циркулирующей промывочной жидкостью на поверхность, а

падают вниз и могут образовать пробку - так называемое «железное дно»,

удаление которого весьма сложно.

Извлечение из скважины отдельных предметов осуществляют после

предварительного обследования свинцовыми печатями характера и места

их нахождения: В качестве ловильного инструмента применяют

труболовки, колокола, метчики, овершоты, магнитные фрезы, фрезеры-

пауки и прочие инструменты. Извлекаемые предметы в случае

необходимости предварительно фрезеруют. Ловильные работы

производятся с промывкой ловильного объекта. В случае если предмет не

удается извлечь из скважины, его фрезеруют или дробят на мелкие

кусочки, захватывают ловильным инструментом и поднимают из

скважины.

Технологии ремонта эксплуатационной колонны.

Одним из часто встречающихся дефектов колонны является

нарушение ее целостности в результате повреждения оборудованием или

инструментом в процессе эксплуатации или коррозийного износа. В

обоих случаях через повреждения начинается интенсивное движение в

скважину посторонних вод.

Интервал повреждения может быть определен дебитомером или

термометром, которые фиксируют аномалии показаний. Ремонт колонны

может быть проведен несколькими способами:

 установка металлического пластыря (дорн);

 спуск дополнительной колонны;

 установка пакеров изолирующих интервал негерметичности.

Установка металлического пластыря (дорн)

Этот метод включает в себя проведение шаблонирования и очистки

колонны, ликвидацию смятия, уточнение формы и размеров повреждения.

Пластырь – тонкостенная цельнотянутая продольно-гофрированная

труба с наружным диаметром, равным диаметру обсадной колонны и

покрытая герметизирующим антикоррозийным составом.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

163

Дорн состоит из дорнирующей

головки, силовых гидроцилиндров и

полых штанг. Принцип работы

устройства основан на расширении

гофрированной трубы до плотного

контакта с колонной за счет создания

избыточного давления в полости

дорнирующей головки с последующей

протяжкой устройства талевой системой.

Силовые цилиндры создают условия для

начала операции, расширяя трубы и

закрепляя ее в колонне.

Спуск дополнительной

колонны.

В скважине под интервалом

негерметичности эксплуатационной

колонны устанавливают висячий

цементный мост, спускают колонну

меньшего диаметра и заливают цементом

под давлением. После затвердевания

цемента (ОЗЦ), цемент разбуривают до

провала.

Установка пакеров,

изолирующих интервал

негерметичности.

Ликвидация негерметичности

осуществляется посредством спуска двух

пакеров в интервал негерметичности, 1

пакер снизу и 1 сверху (рисунок 6.79).

Рисунок 6.79 – Схема

установки пакеров.

1 – ЭЦН; 2 – корпус

разъединителя колонн; 3, 6 –

пакер 2ПД-ЯГ; 4 – камера

скважинная; 5 – гидравлический

разъединитель колонн; 7 –

воронка; 8 – эксплуатационный

пласт; 9 – место

негерметичности.

Следует иметь в виду, что ремонт колонны, каким бы методом он

не проводился, ведет к уменьшению ее диаметра, снижает и без того

ограниченные возможности применения эксплуатационного и

исследовательского оборудования.

Испытание колонны на герметичность

Нормальная длительная работа скважины обеспечивается

периодическим испытанием ее эксплуатационной колонны на

герметичность. Это, тем более, необходимо делать после аварийных и

изоляционных работ.

Испытания на герметичность проводят двумя способами:

опрессовкой или снижением уровня жидкости в стволе скважины.

Для опрессовки, устье скважины оборудуется опрессовочной

головкой, через которую в ствол нагнетают жидкость.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

164

Для снижения уровня используется сваб или азотная установка.

Технологии изоляционных работ по устранению или

ограничению водопритоков.

Обводнение скважин может происходить по разным причинам. Вот

несколько из них:

 негерметичность заколонного цементного кольца, вследствие

чего возникает сообщение между нефтеносным и водоносным пластами;

 подтягивание к фильтру скважины подошвенных вод из-за

интенсивного отбора или заводнения;

 прорыв вод из верхних водоносных горизонтов через дефекты в

эксплуатационной колонне.

Наличие заколонного перетока может быть определено закачкой в

пласт через фильтр радиоактивных изотопов, растворенных в 1.5-2м

3

воды (радиоактивное железо, цирконий, цинк). Наличие перетока

позволит попасть части радиоактивной жидкости в водонасыщенный

пласт, что будет отмечено на кривой гамма-каротажа аномальным

всплеском по сравнению с аналогичной кривой, снятой до закачки

изотопа. Изоляция притоков производится несколькими способами,

одним из которых является закачка цементного раствора в трещину с

целью ее повторного цементирования, или закачка специальных смол.

Изоляция притока подошвенной воды.

В практике часто встречаются случаи обводнения путем

подтягивания подошвенной воды за счет форсированного отбора. При

этом образуются конуса обводнения, высота которых может быть

соизмерима с толщиной пласта. В таких случаях прибегают к

ограничению отбора жидкости по скважине или изоляции обводнившейся

части пласта: устанавливают цементный мост и перекрывают часть

пласта, закачивают в подошвенную часть пласта под давлением

цементный раствор или различные пластмассы, схватывающиеся в водной

среде и образующие горизонтальный экран.

Зарезка второго ствола

Если аварию в скважине устранить не удается, и ствол ее не может

быть использован для добычи нефти, следует рассмотреть вопрос о

ликвидации скважины или возможность бурения с некоторой глубины

нового ствола. При этом следует провести тщательный технико-

экономический анализ, чтобы убедиться в целесообразности зарезки

второго ствола по сравнению с бурением новой скважины.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

165

Перед зарезкой второго ствола проводят обследование

технического состояние эксплуатационной колонны. Колонна, не должна

иметь смятий и нарушений. Путем исследования скважины выбирают

интервал бурения, он должен быть по возможности ниже, а в разрезе

недолжно быть, поглощающих горизонтов.

Технологий зарезки второго ствола несколько. В основном

применяют две технологии:

 зарезка с клина, (клин после зарезки может быть извлекаем);

 зарезка с вырезом куска колонны в интервале зарезки.

Зарезка с клина

На глубине, ниже выбранного интервала устанавливают цементный

мост высотой 5..6м. В скважину на бурильных трубах спускают

отклонитель (клин). Сажают его на цементный стакан и производят

цементную заливку. После затвердевания цемента спускают фрезер-

райбер. Вращаясь по отклонителю (клину) райбер прорезает «окно» в

эксплуатационной колонне, которое затем расширяется райбером

большего диаметра (рисунок 6.80).

Рисунок 6.80 – Схема забурки второго ствола (1)

1 – бурильные трубы с КНБК (компоновка низа бурильной колонны); 2 –

отклонитель (клин); 3 – цементный мост; 4 – эксплуатационный пласт; 5 –

цементный раствор; 6 – направление движения фрезера.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

166

В данной технологии возможно использование гидравлического

якоря - вместо цементного моста (рисунок 6.81). Якорь спускается на

нужную глубину и путем разгрузки колонны расклинивается.

Отклонитель (клин) сажается на якорь. После спускают фрезер-райбер.

Вращаясь по отклонителю (клину) райбер прорезает «окно» в

эксплуатационной колонне, которое затем расширяется райбером

большего диаметра.

Рисунок 6.81 – Схема забурки второго ствола (2)

1 – бурильные трубы с КНБК (компоновка низа бурильной колонны); 2 –

отклонитель (клин); 3 – якорь гидравлический; 4 – эксплуатационный пласт; 5 –

плашки якоря; 6 – фрезер – райбер; 7 – направление движения фрезера – райбера.

Также возможно применение отклонителя (клина), который

устанавливается на цементный мост и разгрузкой колонны

расклинивается (рисунок 6.82). Дальнейшие работы проводятся, как

сказано выше.

При использовании технологий с применением якоря и

расклинивающего отклонителя, возможно извлечение отклонителя

(клина).

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

167

Рисунок 6.82 – Схема забурки второго ствола (3)

1 – бурильные трубы с КНБК (компоновка низа бурильной колонны); 2 –

отклонитель (клин); 3 – цементный мост; 4 – эксплуатационный пласт; 5 – плашки

отклонителя; 6 – фрезер – райбер; 7 – направление движения фрезера – райбера

Для зарезки второго ствола в скважине, для совместной

эксплуатации нескольких объектов, используют отклонитель (рисунок

6.83), который расклинивается механическим способом. Дальнейшие

работы проводятся, как сказано выше.

После прорезки и расширения «окна» приступают к проводке

скважины по технологии, принятой для обычной скважины.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

168

Рисунок 6.83 - Схема забурки второго ствола (4)

1 – отклонитель; 2 – эксплуатационный пласт; 3 – шарнирный механизм для

установки отклонителя; 4 – фрезер – райбер; 5 – направление движения фрезера –

райбера

Зарезка с вырезом участка эксплуатационной колонны

Для данного типа зарезки применяется раздвижной фрез. Спуск

фреза производится в интервал соединения эксплуатационной колоны

(муфты) рисунок 6.84. Создается давление, фрез вращаясь, раздвигается и

вырезает участок колонны. Открытый ствол заливается цементным

раствором. После затвердевания цемента, бурение второго ствола

осуществляется по технологии принятой для бурения обычной скважины.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

169

Рисунок 6.84 – Зарезка второго ствола

1 – раздвижной фрез; 2 – эксплуатационный пласт; 3 – срезанный интервал

колонны; 4 – заливочная компоновка; 5 – цементный мост; 6 – забуренный второй

ствол.

6.7 Ликвидация скважины

Ликвидация скважины – это комплекс мероприятий,

обеспечивающих сохранность месторождения, безопасность жизни и

здоровья населения, охрану окружающей природной среды, зданий и

сооружений в зоне влияния скважины и направленных на вывод

скважины из эксплуатации путем её физического уничтожения.

Все ликвидируемые скважины в зависимости от причин

ликвидации подразделяются на 4 категории:

 скважины, выполнившие свое назначение (1 категория);

 скважины, ликвидируемые по геологическим причинам (2

категория);

 скважины, ликвидируемые по техническим причинам (3

категория);

 скважины, ликвидируемые по технологическим, экологическим и

другим причинам (4 категория).

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

170

Каждая категория подразделяется на подкатегории.

Категория 1

а - скважины, выполнившие задачи, предусмотренные проектом

строительства, проектами (технологическими схемами) и другими

технологическими документами на разработку месторождений;

б - скважины, достигшие нижнего предела дебитов, установленных

проектом, технологической схемой разработки или инструкцией по

обоснованию нижнего предела рентабельности эксплуатационных

скважин, разработанной и утвержденной в установленном порядке,

обводнившиеся пластовой, закачиваемой водой, не имеющие объектов

возврата или приобщения, в случае отсутствия необходимости их

перевода в контрольный (наблюдательный, пьезометрический) фонд;

в - скважины, пробуренные для проведения опытных и опытно -

промышленных работ по испытанию различных технологий, после

выполнения установленных проектом задач;

г - скважины, пробуренные как добывающие, а после обводнения,

переведенные в контрольные, нагнетательные и другие, при отсутствии

необходимости их дальнейшего использования;

д - скважины, выполнившие свое назначение на подземных

хранилищах нефти и газа и месторождениях термальных и

промышленных вод.

Категория 2

а - скважины, доведенные до проектной глубины, но оказавшиеся в

неблагоприятных геологических условиях, то есть в зонах отсутствия

коллекторов, законтурной области нефтяных и газовых месторождений,

давшие непромышленные притоки нефти, газа, воды, а также скважины,

где были проведены работы по интенсификации притока, которые не дали

результатов;

б - скважины, прекращенные строительством из-за

нецелесообразности дальнейшего ведения работ по результатам бурения

предыдущих скважин;

в - скважины, не вскрывшие проектный горизонт и не доведенные

до проектной глубины из-за несоответствия фактического геологического

разреза проектному, вскрытия в разрезе непреодолимых препятствий

(катастрофические зоны поглощения, обвалы, высокопластичные

породы);

г - скважины, законченные строительством на подземных

хранилищах нефти, газа и месторождениях теплоэнергетических и

промышленных вод и оказавшиеся в неблагоприятных геологических

условиях («сухими», не давшие притока и т.п.);

д - скважины нагнетательные, наблюдательные, эксплуатационные,

йодобромные, теплоэнергетические, бальнеологические, а также

Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1

Подождите немного. Документ загружается.