Капитальный ремонт скважин

     При спуске ловильного инструмента все соединения бурильных    труб должны закрепляться машинными или автоматическими ключами.

     При расхалаживании прихваченных насосно-компрессорных  труб нагрузки на них и подъемное  оборудование не должны превышать допустимый предел прочности, который должен быть определен в специальном плане.

     Освобождение  прихваченного инструмента с  применением взрывных устройств  – торпед,  детонирующих шнуров и  т. п., также проводят  по специальному плану , согласованному с геофизическим  предприятием. 

     При  установке ванн – нефтяной, кислотной, щелочной или водяной – гидростатическое давление столба жидкости в скважине, включая жидкость ванны, не должно превышать пластовое. Если есть вероятность снижения или уже происходит снижение гидростатического давления ниже пластового, то работы по расхаживанию насосно-компрессорных труб проводят с герметизированным затрубным пространством, соблюдая специальные меры безопасности. 

     «Извлечение оборванных труб» 

     Извлекают оборванные насосно-компрессорные  трубы из скважины, последовательно  осуществляя следующие операции: вначале спускают свинцовую печать и определяют состояние  оборванного конца трубы, а затем, в зависимости от характера обрыва – это может быть разрыв, смятие, вогнутость краев и так далее – спускают ловильный инструмент соответствующей конструкции для выправления конца трубы. 

     Прихваченные  цементом трубы вначале отворачивают до цемента и поднимают свободные  трубы на поверхность. Зацементированный  участок обуривают трубным или  кольцевым фрезером,причем длина  его с напрвлением должна быть не менее 10 метров. Фрезерование труб должно осуществляться при интенсивной промывке скважины и осевой нагрузке на фрезер не более 10-20 кН., причем и фрезерование, и отворот труб нужно рассчитать так, чтобы конец остающейся в скважине трубы обязательно был отфрезерован.

     Вырезание бурильный, а также насосно-компрессорных  труб диаметром 73 мм производят при  помощи наружных труборезов, НКТ диаметром 89 и 115 мм вырезают внутренними   труборезами, а обсадные трубы – внутренними  труборезами с выдвижными резцами гидравлического действия. 

     Отдельные предметы из скважины извлекают после  предварительного обследвания свинцовыми печатями характера и места их нахождения. Возможно применение труболовок, колокола, метчиков, овершота, магнитных  фрезеров и фрезеров-пауков.

       Ловильные работы обязательно  проводят с промывкой скважины. Если предмет не удается захватить  целиком и извлечь из скважины, его фрезеруют или дробят на  мелкие куски, которые потом  захватывают ловильными инструментами  и поднимают на поверхность.

     Канат, кабель и проволоку можно извлечь  с помощью удочки, крючка и т.п. 

     Необходимо  помнить лишь одно простое правило  – все спускаемые в скважину ловильные  инструменты должны иметь ограничители, диаметр которых не должен превышать  диаметра шаблона для размера соответствующей обсадной колонны. 

     Решение о прекращении работ по ликвидации аварии принимает техническая служба  нефтегазодобывающего предприятия  по согласованию с геологической  службой и Госгортехнадзором  России. В особо ответственных  случаях это решение утверждает руководство предприятия. 

     «Перевод  на другие горизонты  и приобщение пластов»       

     Увеличение  дебита скважины и притока всегда остается одной из основных задач  нефтедобытчиков. В ряде случаев  этого удается добиться путем  перехода на другие горизонты  и приобщения пластов. Происходит это в соответствии с проектом разработки месторождения и требованиями  технологических схем.

     Перед переходом на другие горизонты и  приобщением пластов проводят геофизические  исследования для оценки нефтеводонасыщенности продуктивных пластов и оценки состояния цементного кольца между ними и соседними водоносными пластами.

     Ремонтные работы по переходу на другие горизонты  заключаются в отключении нижнего  перфорированного горизонта и вскрытии  перфорацией верхнего продуктивного горизонта или наоборот.Для перехода на верхний горизонт, находящийся на значительном в 50-100 метров, удалении от нижнего, либо в непосредственной близости от него, над последним устанавливают  цементный мост. При этом может использоваться предварительная установка разбуриваемого пакера или цементный раствор с заполнителями. 

     Для перехода на нижний горизонт, а также  находящийся на достаточно большом  расстоянии от верхнего, проводят ремонтные  работы по технологии отключения верхнего пласта.

     Отключают нижний перфорированный горизонт также методом тампонирования под давлением, засыпки песком или установки разбуреваемых пакеров самостоятельно, но может быть и в сочетании с цементным мостом. 

     Метод тампонирования применяют как при  герметичном цементном кольце, так и в случае ее негерметичности, но в любом случае планируемая дипрессия на продуктивный горизонт должна составлять после ремонта более 5 МПа.

     При отсутствии поглощения, то есть высоком  статическом уровне в скважине и  герметичности цементного кольца применяют метод установки цементного моста. 

     Засыпку песком производят при герметичности  кольца, низком статическом уровне в скважине, депрессии на продуктивный горизонт после ремонта до 5МПа  и небольшой глубине искусственного забоя. «Небольшая» – это значит 10-20 метров ниже отключаемого горизонта. 

     Примерно  при таких же условиях используют и установку разбуриваемых пакеров.

     При отключении нижнего горизонта путем  тампонирования под давлением используют легко фильтрующиеся в трещины  цементного кольца и поры пласта тампонажные материалы – при приемистости пласта до 2 кубометров (час * МПа), либо цементный раствор и его модификации – в случае приемистости более 2 кубометров. 

     Ремонтные работы по переходу на нижний горизонт, находящийся в непосредственной близости от уже эксплуатировавшегося верхнего , проводят по технологии отключения верхних пластов. Для этого могут быть применены методы тампонирования под давлением, установки металлических пластырей или  сочетание этих методов. 

     Тампонирование  используется при нарушении герметичности цементного кольца между горизонтами и наличии признаков разрушения кольца в интервале перфорации отключаемого горизонта. 

     Если  герметичность кольца сохраняется, а признаки разрушения в этом интервале  отсутствуют, применяют металлические пластыри.

     Сочетание тампонирования и применения пластырей  используют, когда не удается добиться полной герметичности отключаемого горизонта.

     При отключении верхних горизонтов с  целью перехода на нижние используют тампонажные материалы в зависимости от геологической характеристики пласта. 

     «Перевод  скважин из одной  категории в другую» 

     Чтобы нефтяное месторождение осваивалось  рационально, часто применяют метод  перевода скважин на использование  по другому назначению. Чаще всего  это освоение скважин под нагнетательные, что повышает приемистость или под отбор технической воды. Реже, но тоже применяется перевод скважин в наблюдательные пьезометрические либо, при соответствующих условиях под нагнетание теплоносителя или воздуха. Напомним, что эти виды работ кодируются шифром КР-9. 

     Перевод скважин из одной категории в  другую осуществляется при полном и  безусловном соблюдении комплекса  мер, предусмотренных технологическими схемами и проектами разработки и освоения месторождений

     .

     Скважины  переводят на использование по другому назначению по плану, составленному цехом капитального ремонта скважин на основании «Заказа на производство капремонта». План должен быть утвержден нефтегазодобывающим предприятием.

     В этот план включаются следующие оценочные  работы: определение герметичности эксплуатационной колонны, высоты подъема и качества цемента за колонной, наличие заколонных перетоков.

     Кроме того, необходимо оценить опасность  коррозионного разрушения внутренней и наружной поверхностей обсадных труб, снять кривую восстановления давления и определить коэффициент продуктивности скважины, а также характер распределения закачиваемой жидкости по толщине пласта с помощью РГД. 

       Помимо этого, геофизическими  методами оценивают нефтенасыщенность   пласта, излив в коллектор  жидкости глушения  скважины в зависимости от текущей  величины пластового давления или от остановки ближайшей нагнетательной скважины, а также оценивают освоение скважины под отбор пластовой жидкости по находившемуся под нагнетанием пласту. 

     Освоение  скважины начинается с обработки призабойного пласта, которую проводят в зависимости от результатов исследований.

     Пласт дренируется самоизливом, с помощью  СВАБа, штанговым глубинным или  электрическим центробежным насосом.

     В зависимости от продуктивности пласта выбирают и комплектуют скважинное оборудование – какой тип и марка насосов будут применяться после перехода скважины в другую категорию.

     Скважину  исследуют на предмет оценки коэффициента продуктивности и характера притока  жидкости. 

     При освоении под отбор нефти из другого  горизонта предварительно проводят работы по изоляции верхнего или нижнего  пласта по отношению к пласту, в  который велось закачивание воды.

     На  устье специальных скважин устанавливают  оборудование, обеспечивающее их сохранность и возможность спуска в них исследовательских приборов и аппаратуры.

     Зарезку новых стволов в скважинах  производят в случаях, если применение существующих методов РИР технически не возможно или экономически нерентабельно. 
 
 
 
 

         «Капитальный ремонт  скважин. Ч.2» 
 

     «Общие  положения по работам, связанным с капитальным  ремонтом скважин» 

     ОПЗ проводят на всех этапах разработки нефтяного  месторождения для восстановления и повышения фильтрационных характеристик  призабойной зоны пласта с целью  увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

       Выбирают способ ОПЗ на основе  изучения причин низкой продуктивности  скважин с учетом физико-химических  свойств пород пласта-коллектора  и насыщающих их флюидов, а  также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта.

     ОПЗ проводят только в технически исправных  скважинах при условии  герметичности  эксплуатационной колонны и цементного кольца, что обязательно должно быть подтверждено исследованиями. 

     Технологию  и периодичность воздействия  на призабойную зону пласта  на конкретной скважине обосновывают геологические  и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с  общим проектом разработки месторождения и действующими инструкциями по отдельным видам ОПЗ с учетом технико-экономической оценки их эффективности. 

     Однократное либо многократное воздействие на призабойную  зону производят в однократных пластах, не разделенных перемычками, толщиной до 10 метров. При коэффициенте охвата отбором (т.е. нагнетанием) свыше 0,5 воздействуют на зону однократно.

     В случаях, когда отбором охвачены не все пропластки и коэффициент  охвата менее, чем 0,5 осуществляют многократное, поинтервальное воздействие с использованием временно изолирующих материалов или оборудования. 

     Для всех видов ОПЗ обязательны предварительное  обеспечение необходимым оборудованием  и инструментом, а также подготовка ствола скважины, забоя и фильтра  к обработке.

     В скважинах, по которым подземное оборудование не может обеспечить работы по ОПЗ, например, с глубинным насосом, вначале поднимают это оборудование, а затем в скважину спускают колонны насосно-компрессорных труб и все необходимое. 

     После проведения ОПЗ при депрессиях скважины исследуют методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах, соответствующих режимам исследований скважин перед ОПЗ.