|
Стр. 1
Утверждаю
Заместитель Министра
Минтопэнерго России
В.В.БУШУЕВ
18 августа 1997 года
Согласованы
с Федеральным горным и промышленным
надзором России, письмо
от 22 мая 1997 г. N 10-13/270
Дата введения -
1 ноября 1997 года
ПРАВИЛА
ВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ
РД 153-39-023-97
Настоящий документ разработан открытым акционерным обществом
"НПО "Бурение".
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.
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.
Таблица 1
ВИДЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОПЕРАЦИЙ
---------------------------T-------------------------------------¬
¦ Технологические методы ¦Данные, приводимые в плане на ремонт ¦
¦ исследования ¦ скважин ¦
+--------------------------+-------------------------------------+
¦Гидроиспытание колонны ¦Глубина установки моста (пакера), ¦
¦ ¦отключающего интервал перфорации (на-¦
¦ ¦рушения), тип и параметры жидкости ¦
¦ ¦для гидроиспытания, величина устьево-¦
¦ ¦го давления ¦
+--------------------------+-------------------------------------+
¦Поинтервальные гидро- ¦Глубина установки моста, отключающего¦
¦испытания колонны ¦интервал перфорации (нарушения), глу-¦
¦ ¦бина спуска НКТ, параметры и объем ¦
¦ ¦буферной и промывочной жидкостей, ¦
¦ ¦направление прокачивания (прямое, об-¦
¦ ¦ратное), продолжительность, устьевое ¦
¦ ¦давление при гидроиспытании ¦
+--------------------------+-------------------------------------+
¦Снижение и восстановление ¦Глубина установки моста, отключающего¦
¦уровня жидкости ¦интервал перфорации (нарушения), спо-¦
¦ ¦соб и глубина снижения уровня жидкос-¦
¦ ¦ти в скважине, способ и периодичность¦
¦ ¦регистрации положения уровня жидкости¦
¦ ¦в скважине ¦
+--------------------------+-------------------------------------+
¦Определение пропускной ¦Режим продавливания жидкости через ¦
¦способности нарушения ¦нарушение колонны, величина устьевого¦
¦или специальных отверстий ¦давления в каждом режиме, тип и пара-¦
¦в колонне ¦метры продавливаемой жидкости ¦
+--------------------------+-------------------------------------+
¦Прокачивание индикатора ¦Тип и химический состав индикатора, ¦
¦(красителя) ¦концентрация и объем раствора индика-¦
¦ ¦тора ¦
L--------------------------+--------------------------------------
2.2.4. Заключения об интервалах негерметичности обсадной
колонны, глубине установки оборудования, НКТ, положении 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 нефтенасыщенности 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 куб.
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 пакерирующих 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 п. п. 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.
3.1.2.3. Жидкость глушения должна быть химически инертна к
горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми
флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта
твердыми частицами.
3.1.2.4. Фильтрат жидкости глушения должен обладать
ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их
набухание при любом значении рН пластовой воды.
3.1.2.5. Жидкость глушения не должна образовывать водных
барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности
коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет
уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз "жидкость
глушения - пластовый флюид".
3.1.2.6. Жидкость глушения не должна образовывать стойких
водонефтяных эмульсий первого и второго рода.
3.1.2.7. Вязкостные структурно - механические свойства
жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения
поглощения ее продуктивным пластом.
3.1.2.8. Жидкость глушения должна обладать низким коррозионным
воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали
не должна превышать 0,10 - 0,12 мм/год.
3.1.2.9. Жидкость глушения должна быть термостабильной при
высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях.
3.1.2.10. Жидкость глушения должна быть негорючей,
взрывопожаробезопасной, нетоксичной.
Таблица 2
ДОПУСКАЕМЫЕ ОТКЛОНЕНИЯ
ПЛОТНОСТИ ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ
----------------T------------------------------------------------¬
¦ Глубина ¦ Допускаемые отклонения при ¦
¦ скважины, м ¦ плотности жидкости глушения, кг/куб. м ¦
¦ +----------------T----------------T--------------+
¦ ¦ до 1300 ¦ 1300 - 1800 ¦ более 1800 ¦
+---------------+----------------+----------------+--------------+
¦ До 1200 ¦ 20 ¦ 15 ¦ 10 ¦
+---------------+----------------+----------------+--------------+
¦ До 2600 ¦ 10 ¦ 10 ¦ 5 ¦
+---------------+----------------+----------------+--------------+
¦ До 4000 ¦ 5 ¦ 5 ¦ 5 ¦
L---------------+----------------+----------------+---------------
3.1.2.11. Жидкость глушения должна быть технологична в
приготовлении и использовании.
3.1.2.12. Технологические свойства жидкости глушения должны
регулироваться.
3.1.2.13. На месторождениях с наличием сероводорода жидкости
глушения должны содержать нейтрализатор сероводорода.
3.1.2.14. Обоснованный выбор жидкости глушения (с содержанием
твердой фазы, на основе минеральных солей, на углеводородной
основе, пены) в зависимости от горно - геологических и технических
условий работы скважины, а также способов их приготовления можно
осуществить в соответствии с рекомендациями каталога жидкостей
глушения [5], а также РД [6].
3.1.3. Подготовительные работы
3.1.3.1. Проверяют наличие циркуляции в скважине и принимают
решение о категории ремонта.
3.1.3.2. Определяют величину текущего пластового давления.
3.1.3.3. Рассчитывают требуемую плотность жидкости глушения и
определяют необходимое ее количество.
3.1.3.4. Готовят требуемый объем жидкости соответствующей
плотности с учетом аварийного запаса, объем которого определяют
исходя из геолого - технических условий (но не менее одного объема
скважины).
3.1.3.5. Останавливают скважину, производят ее разрядку,
проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании.
3.1.3.6. Расставляют агрегаты и автоцистерны, производят
обвязку оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии
давления, превышающего ожидаемое в 1,5 раза. Нагнетательную линию
оборудуют обратным клапаном.
3.1.4. Проведение процесса глушения
3.1.4.1. Заменяют скважинную жидкость на жидкость глушения.
Глушение скважины допускается при полной или частичной замене
скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления
циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости не
допустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляют при
ее прокачивании на поглощение.
3.1.4.2. Глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных
скважин производят закачиванием жидкости глушения методом прямой
или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода
циркуляционной жидкости на поверхность и выравнивания плотностей
входящего и выходящего потоков для обеспечения необходимого
противодавления на пласт. По истечении 1 - 2 ч при отсутствии
переливов и выхода газа скважина считается заглушенной.
3.1.4.3. Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, при
необходимости производят в два и более приемов после остановки
скважинного насоса и сбивания циркуляционного клапана. Жидкость
глушения закачивают через НКТ и межтрубное пространство до
появления ее на поверхности. Закрывают задвижку и закачивают в
пласт расчетный объем жидкости, равный объему эксплуатационной
колонны от уровня подвески насоса до забоя.
3.1.4.4. В скважинах с низкой приемистостью пластов глушение
производят в два этапа. Вначале жидкость глушения замещают до
глубины установки насоса, а затем через расчетное время повторяют
глушение. Расчетное время T определяют по формуле T = H/v, где H
- расстояние от приема насоса до забоя скважины, м; v - скорость
замещения жидкостей, м/с (ориентировочно можно принять 0,04 м/с).
3.1.4.5. При глушении скважин, которые можно глушить в один
цикл и в которых возможны нефтегазопроявления, буферную жидкость
необходимо закачать в межтрубное пространство вслед за порцией
жидкости глушения, равной объему лифтового оборудования.
Дальнейшие операции по глушению производят согласно принятой на
предприятии технологии.
3.1.4.6. В случае глушения скважин с высоким газовым фактором
и большим интервалом перфорации при поглощении жидкости глушения в
высокопроницаемых интервалах предусматривают закачку в зону
фильтра буферной пачки загущенной жидкости глушения или ВУС. При
интенсивном поглощении используют нефтеводокислоторастворимые
наполнители - кольмананты с последующим восстановлением
проницаемости ПЗП.
3.1.4.7. При обнаружении нефтегазопроявлений необходимо
закрыть противовыбросовое оборудование, а бригада должна
действовать в соответствии с планом ликвидации аварий.
Возобновление работ разрешается руководителем предприятия после
ликвидации нефтегазопроявления и принятия мер по предупреждению
его повторения.
3.2. Передислокация оборудования и ремонтной бригады
3.2.1. Составляют план переезда и карту нефтепромысловых дорог
на участке переброски оборудования.
3.2.2. Подготавливают нефтепромысловую дорогу и перебрасывают
оборудование.
3.2.3. Для проведения ремонтных работ около скважины
необходимо устроить рабочую площадку, мостки и стеллажи для труб и
штанг.
3.3. Подготовка устья скважины
3.3.1. Сооружают якоря для крепления оттяжек. При кустовом
расположении устьев скважин якоря располагают с учетом правил
обустройства скважин.
3.3.2. Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в
затрубном пространстве необходимо снизить до атмосферного. При
отсутствии забойного клапана - отсекателя скважина должна быть
заглушена жидкостью соответствующей плотности.
3.3.3. Устье скважин с возможным нефтегазопроявлением на
период работы должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием
в соответствии с планом производства работ, а скважина -
заглушена.
3.3.4. Схема установки и обвязки противовыбросового
оборудования разрабатывается предприятием и согласовывается с
противофонтанной службой и органами госгортехнадзора.
3.3.5. Подготавливают рабочую зону для установки передвижного
агрегата.
3.3.6. Производят монтаж передвижного агрегата.
3.3.7. Расставляют оборудование.
3.3.8. Производят монтаж мачты.
3.4. Подготовка труб
3.4.1. Общие положения.
3.4.1.1. Приемку и подготовку труб, предназначенных для
ремонта скважин, производят службы трубного хозяйства (УПТО и КО,
трубные базы и др.).
Таблица 3
СООТНОШЕНИЕ ДИАМЕТРОВ КОЛОНН
-----------------------------------------------------------------¬
¦ Диаметр колонны, мм ¦
+---------------T---------------T----------------T---------------+
¦ обсадной ¦ бурильной ¦ обсадной ¦ бурильной ¦
+---------------+---------------+----------------+---------------+
¦ 114 ¦ 60 ¦ 219 ¦ 114 ¦
¦ 127 ¦ 60 ¦ 219 ¦ 127 ¦
¦ 140 ¦ 73 ¦ 219 ¦ 140 ¦
¦ 146 ¦ 73 ¦ 245 ¦ 114 ¦
¦ 168 ¦ 89 ¦ 245 ¦ 127 ¦
¦ 178 ¦ 89 ¦ 245 ¦ 140 ¦
¦ 178 ¦ 102 ¦ 273 ¦ 127 ¦
¦ 194 ¦ 102 ¦ 140 ¦ 140 ¦
¦ 194 ¦ 114 ¦ 299 и более ¦ 140 ¦
L---------------+---------------+----------------+----------------
3.4.1.2. Компоновку колонны бурильных труб осуществляют в
соответствии с требованиями ГОСТ 631-75, с замками по ГОСТ 5286-75
в зависимости от диаметров обсадных колонн. Их соотношения
приведены в табл. 3.
3.4.1.3. Расчет бурильных колонн на прочность при зарезке и
бурении вторых стволов производят аналогично расчету колонн для
бурения наклонно направленных скважин. Кроме того, перед зарезкой
нового ствола состояние бурильных труб проверяют существующими
методами контроля.
3.4.1.4. Подготовку обсадных труб, предназначенных для спуска
в скважину в качестве хвостовиков при изоляции поврежденных
участков колонны, крепления вторых стволов, производят в
соответствии с действующими руководящими документами.
3.4.1.5. При проведении ремонтных работ допускается
использование алюминиевых труб, кроме работ с кислотами, щелочами
и в условиях сероводородной агрессии.
3.4.1.6. Проведение гидроиспытаний труб (бурильных и НКТ)
перед ремонтными работами обязательно. При гидроиспытаниях
величина давлений должна быть не ниже минимальных, приведенных в
действующих РД и нормативно - технических документах.
3.4.1.7. Транспортирование труб на скважину производят на
специальном транспорте. Резьбовые соединения труб должны быть
защищены предохранительными кольцами и пробками.
3.4.1.8. В процессе подготовки труб проверяют состояние их
поверхности, муфт и резьбовых соединений.
3.4.1.9. При шаблонировании труб в случае задержки шаблона
трубу следует забраковать.
3.4.1.10. Длину труб измеряют стальной рулеткой.
3.4.1.11. В процессе подготовки трубы группируют по комплектам
в соответствии с их типами и размерами.
3.4.1.12. Не допускается использование переводников и узлов с
проходным сечением, препятствующим свободному прохождению на забой
скважины геофизических приборов.
3.4.1.13. Подъемные патрубки и переводники должны быть
заводского изготовления и иметь паспорта с указанием марки стали.
4. Капитальный ремонт скважин
4.1. Исправление смятых участков эксплуатационных колонн
4.1.1. Исправление смятого участка эксплуатационной колонны
производят с помощью набора оправок, оправочных долот или
грушевидных фрезеров.
4.1.2. Диаметр первого спускаемого оправочного инструмента
должен быть на 5 мм меньше диаметра обсадной колонны на участке
смятия. Диаметр последующего справочного инструмента должен быть
увеличен не более чем на 3 - 5 мм.
4.1.3. Исправление смятого участка обсадной колонны с помощью
оправочных долот производят при медленном проворачивании их не
более чем на 30 град. Осевую нагрузку при этом выбирают в
зависимости от диаметров обсадных и бурильных труб (табл. 4).
4.1.4. Исправление смятого участка обсадной колонны с
использованием грушевидных фрезеров производят при медленном
проворачивании и осевом нагружении на инструмент в соответствии с
табл. 4. Не допускается применение фрезеров с твердосплавными
наплавками на их боковой поверхности.
4.1.5. Контроль качества работ производят с помощью
справочного инструмента, диаметр которого обеспечивает свободное
прохождение в колонне плоской свинцовой печати или специального
шаблона.
4.2. Ремонтно - изоляционные работы
4.2.1. Отключение пластов или их отдельных интервалов.
4.2.1.1. Изоляционные работы по п. 4.2.1 проводят методом
тампонирования под давлением без установки пакера через общий
фильтр или с установкой съемного или разбуриваемого пакера через
фильтр отключаемого пласта:
1) производят глушение скважины;
2) спускают НКТ с "пером" или пакером (съемным или
разбуриваемым);
3) при отключении верхних или промежуточных пластов выполняют
операции по предохранению нижних продуктивных пластов (заполняют
ствол скважины в интервале от искусственного забоя до отметки на
1,5 - 2,0 м ниже подошвы отключаемого пласта песком, глиной или
вязкоупругим составом, устанавливают цементный мост или взрыв -
пакер);
4) производят гидроиспытание НКТ или НКТ с пакером;
5) определяют приемистость вскрытого интервала пласта. Если
она окажется менее 0,6 куб. м/(ч x МПа), проводят работы по
увеличению приемистости изолируемого интервала (например,
обработку соляной кислотой);
6) выбирают тип и объем тампонажного раствора;
7) приготавливают и закачивают под давлением в заданный
интервал тампонажный раствор и оставляют скважину на ОЗЦ. Срок ОЗЦ
устанавливают в зависимости от типа тампонажного раствора. По
истечении срока ОЗЦ производят проверку моста и гидроиспытание
эксплуатационной колонны;
8) при необходимости производят дополнительную перфорацию
эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта;
9) при отключении верхних и промежуточных пластов,
эксплуатация которых осуществляется при депрессии на пласт более 2
МПа, после проведения тампонирования под давлением интервал
перфорации перекрывают дополнительно металлическим пластырем.
4.2.1.2. При проведении работ по ограничению водопритоков и
использовании тампонажных составов, селективно воздействующих на
участки пласта с различными насыщающими жидкостями и селективно
отверждающихся в них, закачку составов осуществляют через
существующий фильтр без предварительного отключения
нефтенасыщенных интервалов или же при необходимости используют
пакеры. Работы проводятся в соответствии с РД, регламентирующим
применение конкретных изоляционных составов.
4.2.1.3. Ремонтные работы методом тампонирования в скважинах,
содержащих в продукции сероводород, выполняются с применением
сероводородостойких тампонажных материалов на минеральной или
полимерной основе.
4.2.2. Исправление негерметичности цементного кольца
4.2.2.1. Производят глушение скважины (см. п. 3.1).
4.2.2.2. Оборудуют устье скважины с учетом возможности
осуществления прямой и обратной циркуляции, а также расхаживания
труб.
4.2.2.3. Поднимают НКТ и скважинное оборудование.
4.2.2.4. Проводят комплекс геофизических и гидродинамических
исследований.
4.2.2.5. Определяют приемистость флюидопроводящих каналов в
заколонном пространстве и направление движения потока, а также
степень отдачи пластом поглощенной жидкости.
4.2.2.6. Анализируют геолого - технические характеристики
пласта и работу скважины:
Таблица 4
ВЫБОР ОСЕВОЙ НАГРУЗКИ НА ОПРАВОЧНОЕ ДОЛОТО
В ЗАВИСИМОСТИ ОТ РАЗМЕРОВ ОБСАДНЫХ И БУРИЛЬНЫХ ТРУБ
--------------T-----------T-----------T--------T---------T-------¬
¦Диаметр ¦ 114 ¦ 127 - 146 ¦ 168 ¦ 219 ¦ 245 ¦
¦обсадной ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦колонны, мм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------+-----------+-----------+--------+---------+-------+
¦Диаметр ¦ 60 или ¦ 73 ¦ 89 ¦ 114 ¦ 140 ¦
¦бурильных ¦ 73 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦труб, мм ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-------------+-----------+-----------+--------+---------+-------+
¦Осевая ¦ 5 - 10 ¦ 10 - 20 ¦10 - 40 ¦ 20 - 50 ¦30 - 50¦
¦нагрузка, кН ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L-------------+-----------+-----------+--------+---------+--------
1) величину кривизны и кавернозности ствола скважины;
2) глубину расположения центраторов и других элементов
технологической оснастки обсадной колонны;
3) температуру и пластовое давление;
4) тип горных пород;
5) давление гидроразрыва;
6) дебит скважины;
7) содержание и гранулометрический состав механических
примесей в продукции;
8) химический состав изолируемого флюида.
4.2.2.7. Проверяют скважину на заполнение и определяют
приемистость дефектной части крепи при установившемся режиме
подачи жидкости.
4.2.2.8. Производят оценку объема отдаваемой пластом жидкости
в соответствии с РД [7].
4.2.2.9. За 3 - 5 сут. до осуществления работ проводят
лабораторный анализ тампонажного состава в условиях ожидаемых
температуры и давления. Время начала загустевания тампонажного
состава должно быть не менее 75% от расчетной продолжительности
технологического процесса.
4.2.2.10. При исправлении негерметичности цементного кольца,
расположенного над продуктивным пластом, проводят дополнительные
подготовительные операции.
4.2.2.11. Создают спецотверстия на участке высотой 1 м (5 - 10
отверстий) над эксплуатационным фильтром против плотных пород.
4.2.2.12. Перекрывают интервал перфорации (в интервале
продуктивного пласта) песчаной пробкой и сверху слоем глины
высотой 1 м над песчаной пробкой или взрыв - пакером типа ВП,
устанавливаемым на 2 - 3 м выше верхних перфорационных отверстий,
но не менее чем на 2 м ниже спецотверстий.
4.2.2.13. Если тампонирование проводят через эксплуатационный
фильтр, то его перекрывают песчаной пробкой из расчета, что 1 м
верхней части фильтра остается неперекрытым.
4.2.2.14. Замеряют глубину установки песчаной пробки (взрыв -
пакера).
4.2.2.15. Определяют приемистость изолируемого объекта.
4.2.2.16. Спускают и устанавливают башмак заливочной колонны в
зависимости от приемистости объекта:
1) при приемистости 1,5 куб. м/(ч x МПа) - на 20 м выше
спецотверстий;
2) при приемистости менее 1,5 куб. м/(ч x МПа) - на 1,0 - 1,5
м ниже спецотверстий.
4.2.2.17. Производят гидроиспытание колонны НКТ и пакера.
4.2.2.18. Приготавливают, закачивают и продавливают
тампонажный раствор в заданный интервал:
1) при приемистости скважины до 2 куб. м/(ч x МПа) применяют
цементный раствор или его комбинацию с полимерными составами;
2) при приемистости более 2 куб. м/(ч x МПа) предварительно
снижают интенсивность поглощения с применением различных
наполнителей.
4.2.2.19. По истечении установленного срока ОЗЦ проверяют
эксплуатационную колонну на герметичность.
4.2.2.20. Разбуривают цементный мост.
4.2.2.21. Вымывают из скважины песчаную пробку.
4.2.2.22. Оценивают качество РИР с помощью геофизических и
гидродинамических методов исследований.
4.2.2.23. При исправлении негерметичности цементного кольца,
расположенного ниже эксплуатационного объекта (пласта), РИР
проводят через фильтр нижнего объекта или через специальные
перфорационные отверстия.
4.2.2.24. Если РИР проводят через фильтр нижнего
эксплуатационного объекта, башмак НКТ устанавливают на 1,0 - 1,5 м
ниже фильтра.
4.2.2.25. Если РИР планируют проводить через специальные
перфорационные отверстия, то эти отверстия простреливают или в
зоне ВНК, или в интервале плотного раздела между нижним
эксплуатационным и нижележащим водоносным пластами. Башмак НКТ
устанавливают на 1,0 - 1,5 м ниже интервала специальных
перфорационных отверстий. При использовании при этом пакера его
резиновый элемент устанавливают между подошвой нижнего пласта и
интервалом специальных отверстий.
4.2.2.26. После окончания тампонирования удаляют излишний
объем тампонажного раствора из НКТ обратной промывкой, поднимают
НКТ на 50 - 100 м и скважину оставляют на ОЗЦ.
4.2.3. Наращивание цементного кольца за обсадной колонной.
4.2.3.1. Перед проведением процесса устанавливают из дела
скважины:
1) параметры глинистого и цементного растворов, использованных
при первичном цементировании;
2) наличие и интенсивность поглощения в процессе бурения
скважины;
3) тип буферной жидкости и другие необходимые данные.
4.2.3.2. Останавливают скважину и определяют динамику
восстановления давления в межколонном пространстве.
4.2.3.3. Производят глушение скважины.
4.2.3.4. Поднимают и производят ревизию НКТ.
4.2.3.5. Шаблонируют эксплуатационную колонну до глубины на
100 - 200 м ниже расположения цементного кольца за обсадной
колонной.
4.2.3.6. Устанавливают цементный мост над интервалом
перфорации и по истечении срока ОЗЦ проверяют прочность цементного
моста при разгрузке НКТ с промывкой.
4.2.3.7. Проводят комплекс геофизических и гидродинамических
исследований.
4.2.3.8. При наличии зон поглощений проводят изоляционные
работы для снижения их интенсивности.
4.2.3.9. Выбирают тип тампонажного материала в зависимости от
интенсивности поглощения с учетом геолого - технических и
температурных условий. В скважинах, в которых возможен гидроразрыв
пласта, следует использовать облегченные тампонажные растворы.
4.2.3.10. При прямом тампонировании через специальные
отверстия на заданной глубине в обсадной колонне простреливают
отверстия, промывают скважину до полного удаления остаточного
объема старого бурового раствора, закачивают расчетный объем
тампонажного раствора, поднимают НКТ на 50 - 100 м и оставляют
скважину на ОЗЦ. Определяют верхнюю границу цементного кольца за
обсадной колонной. Разбуривают цементный стакан в обсадной колонне
и проверяют ее на герметичность.
4.2.3.11. Обратное тампонирование применяют в случаях, когда
над наращиваемым цементным кольцом находится интенсивно
поглощающий пласт. Тампонажный раствор с закупоривающими
наполнителями закачивают в заколонное пространство с устья.
4.2.3.12. Комбинированное тампонирование применяют в случаях,
когда перед прямым тампонированием не удается восстановить
циркуляцию из-за наличия в разрезе одной или нескольких зон
поглощений. Первую порцию тампонажного раствора закачивают прямым
способом через отверстия, а вторую - обратным.
4.2.3.13. Качество работ оценивают по результатам
гидроиспытания обсадной колонны, определения высоты подъема
тампонажного раствора за обсадной колонной, а также по результатам
наблюдений за измерением величины межколонного давления при
опорожнении обсадной колонны.
4.2.3.14. В случае, если установлена негерметичность обсадной
колонны в интервале спецотверстий, производят дальнейшие работы по
ликвидации негерметичности с применением стальных гофрированных
пластырей.
4.3. Устранение негерметичности обсадной колонны
4.3.1. Тампонирование.
4.3.1.1. Работы по устранению негерметичности обсадных колонн
|
