|
Стр. 2
4.3.1.1. Работы по устранению негерметичности обсадных колонн
включают изоляцию сквозных дефектов обсадных труб и повторную
герметизацию их соединительных узлов (резьбовые соединения,
стыковочные устройства, муфты ступенчатого цементирования) [7].
4.3.1.2. Останавливают и глушат скважину. Проводят
исследования скважины.
4.3.1.3. Проводят обследование обсадной колонны.
4.3.1.4. Выбирают технологическую схему проведения операции,
тип и объем тампонажного материала.
4.3.1.5. Ликвидацию каналов негерметичности соединительных
узлов производят тампонированием под давлением.
4.3.1.6. В случае достоверной информации о негерметичности
резьбового соединения используют метод установки металлического
пластыря.
4.3.1.7. Технологию тампонирования негерметичных резьбовых
соединений обсадных колонн производят в соответствии с РД [7].
4.3.1.8. В качестве тампонирующих материалов используют
фильтрующие полимерные составы, образующие газонепроницаемый
тампонажный камень или гель.
4.3.1.9. Использование цементных растворов для работ по
п. 4.3.1.1 запрещается.
4.3.1.10. Тампонирование под давлением с отставанием
тампонажного моста производят в соответствии с РД [7].
4.3.1.11. В случае, если в скважине межколонных проявлений не
наблюдалось, а негерметичность выявлена при гидроиспытании, башмак
НКТ устанавливают на 5 - 10 м выше искусственного забоя или
цементного моста, расположенного над интервалом перфорации. В
качестве тампонирующего материала используют гелеобразующие
составы.
4.3.1.12. При неустановленном интервале негерметичности
обсадной колонны применяют метод тампонирования под давлением с
непрерывной (или с остановками) прокачкой тампонирующей смеси по
затрубному пространству.
4.3.1.13. В случае, если в процессе эксплуатации наблюдались
межколонные проявления, после отключения интервала перфорации
башмак НКТ устанавливают на 200 - 300 м выше нижней границы
предполагаемого интервала негерметичности.
4.3.1.14. В случае, если величина межколонного давления больше
4 МПа, в качестве тампонирующих материалов допускается
использование отверждающихся составов.
4.3.1.15. В фонтанирующих скважинах допускается применение
извлекаемого полимерного состава.
4.3.1.16. Ликвидацию каналов негерметичности в стыковочных
устройствах в муфтах ступенчатого цементирования производят в
соответствии с РД [7].
4.3.1.17. Изоляцию сквозных дефектов обсадных колонн
осуществляют, если:
1) замена дефектной части колонны или перекрытие ее трубами
меньшего диаметра технически невозможны;
2) зона нарушения обсадной колонны расположена более чем на
500 м выше интервала перфорации. В этом случае устанавливают
дополнительный цементный мост высотой не менее 5 м в интервале на
20 - 30 м ниже дефекта.
4.3.1.18. При наличии в колонне нескольких дефектов
тампонирование каждого дефекта производят последовательно сверху
вниз, предварительно установив под очередным нарушением на
расстоянии от 20 до 30 м разделительный мост высотой не менее 5 м.
4.3.1.19. При приемистости дефекта колонны более 3 куб. м/(ч x
МПа) предварительно проводят работы по снижению интенсивности
поглощения.
4.3.1.20. При приемистости 0,5 куб. м/(ч x МПа) в качестве
тампонажного материала используют полимерные материалы в
соответствии с РД [7].
4.3.1.21. При тампонировании под давлением лишний объем
тампонажного раствора из зоны дефекта не удаляют.
4.3.1.22. На период отверждения скважину оставляют под
избыточным давлением от 40 до 60% от достигнутого при
продавливании тампонажного раствора.
4.3.1.23. Определяют местоположение установленного моста и
разбуривают его, оставляя толщиной не менее 3 м над дефектом.
4.3.1.24. Перекрытие дефекта обсадной колонны трубами меньшего
диаметра производят в случаях, если:
1) замена дефектной части обсадной колонны технически
невозможна;
2) метод тампонирования не обеспечивает необходимой
герметичности обсадной колонны;
3) обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение
которых технически невозможно или экономически нецелесообразно;
4) по условиям эксплуатации скважины допускается уменьшение
проходного сечения колонны.
4.3.1.25. Оценка качества работы:
1) при оценке качества изоляционных работ руководствуются
действующим РД. При испытании отремонтированного интервала газом
межколонные проявления должны отсутствовать;
2) качество РИР без отключения перфорированной зоны оценивают
по результатам изменения межколонного давления при освоении и
эксплуатации скважины;
3) при определении показателя долговечности (среднего срока
службы изолирующего тампона) устанавливают ежемесячный контроль за
эксплуатацией скважин.
4.3.2. Установка стальных пластырей
4.3.2.1. Пластырь из тонкостенной трубы ст. 10 с толщиной
стенки 3 мм позволяет обеспечить герметичность эксплуатационной
обсадной колонны при избыточном внутреннем давлении до 20 МПа и
депрессии до 7 - 8 МПа. Стандартная длина пластыря - 9 м. Может
быть применен пластырь длиной до 15 м, сваренный на
производственной базе, а также секционный сварной пластырь большей
длины, свариваемый над устьем скважины.
4.3.2.2. Работы по установке пластыря выполняются в
соответствии с требованиями РД [8]. Предусматривается следующая
последовательность операций:
4.3.2.2.1. После глушения скважины поднимают НКТ и другое
скважинное оборудование.
4.3.2.2.2. Устанавливают в обсадной колонне на 50 - 100 м выше
интервала перфорации цементный мост.
4.3.2.2.3. При необходимости доставляют на скважину комплект
НКТ или бурильных труб грузоподъемностью на 250 кН выше усилия,
создаваемого весом колонны труб, спущенных до ремонтируемого
интервала.
4.3.2.2.4. Производят гидроиспытания труб на избыточное
давление не менее 15 МПа с одновременным шаблонированием их шаром
диаметром не менее 36 мм.
4.3.2.2.5. Определяют глубину, размеры и характер нарушения
обсадной колонны:
1) геофизическими методами - интервал нарушения;
2) поинтервальным гидроиспытанием с применением пакера -
размеры нарушения с точностью +/- 1 м;
3) боковой гидравлической печатью ПГ-2 (ТУ 39-1106-86)
уточняют размеры и определяют характер нарушения.
4.3.2.2.6. Очищают внутреннюю поверхность обсадной колонны в
интервале ремонта от загрязнений гидравлическим скребком типа
СГМ-1 (ТУ 39-1105-86).
4.3.2.2.7. Производят шаблонирование обсадной колонны:
1) в колонне диаметром 146 мм используют шаблон диаметром 121
мм и длиной 400 мм;
2) в колонне диаметром 168 мм используют шаблон диаметром 140
мм и длиной 400 мм;
3) для шаблонирования участка колонны, расположенного ниже
ранее установленного пластыря, муфты МСУ или другого сужения
ствола скважины, может быть использован гидромеханический шаблон
ШГ-1 соответствующего диаметра.
4.3.2.2.8. Замеряют внутренний периметр обсадных труб в
интервале установки пластыря с помощью измерителей периметра ИП-1,
опускаемых на НКТ или бурильных трубах.
4.3.2.2.9. Если в процессе обследования обсадной колонны
выявлено несколько нарушений, подготовительные работы на каждом из
них проводят последовательно в соответствии с пп.
4.3.2.2.5 - 4.3.2.2.8.
4.3.2.2.10. Сборку и подготовку устройства для запрессовки
пластыря (дорна) и продольно - гофрированных труб производят на
базе производственного обслуживания.
4.3.2.2.11. Дорны и многолучевой продольно - гофрированный
пластырь типа ПМ для ремонта эксплуатационных обсадных колонн
должны соответствовать требованиям ТУ 39-01-08-466-79.
4.3.2.2.12. Транспортирование дорна производят в собранном
виде. Запрещается сбрасывать дорны и пластыри при их разгрузке с
автомашины.
4.3.2.2.13. Дорн должен быть оборудован клапанами для долива и
слива жидкости.
4.3.2.2.14. При работе на загрязненных жидкостях целесообразно
над дорном устанавливать пескосборник.
4.3.2.2.15. Длина пластыря выбирается исходя из размеров
поврежденного участка обсадной колонны. Длина пластыря должна быть
не менее чем на 3 м больше длины повреждения. В большинстве
случаев используются пластыри стандартной длины (9 м), при
необходимости - удлиненные сварные.
4.3.2.2.16. Наружный периметр продольно - гофрированных
заготовок пластыря выбирают исходя из результатов замеров
внутреннего периметра обсадной колонны и толщины стенки ее в
интервале ремонта.
4.3.2.2.17. На производственной базе и перед спуском в
скважину на наружную поверхность продольно - гофрированных
заготовок пластыря наносится слой герметика.
4.3.2.2.18. Технология установки стального пластыря в обсадной
колонне в общем виде следующая:
1) на устье скважины собирают дорн с продольно - гофрированной
трубой;
2) дорн с заготовкой пластыря спускают на НКТ или бурильных
трубах и устанавливают в интервале нарушения обсадной колонны;
3) соединяют нагнетательную линию со спущенной колонной труб,
с помощью насоса цементировочного агрегата создают давление и
производят запрессовку пластыря;
4) приглаживают пластырь лорнирующей головкой при избыточном
давлении 12 МПа не менее 4 - 5 раз;
5) не извлекая дорн из скважины, спрессовывают колонну; при
необходимости приглаживание повторяют;
6) поднимают колонну труб с дорном, осваивают и вводят
скважину в эксплуатацию по утвержденному плану.
4.3.2.2.19. Оценку качества работ производят в соответствии с
требованиями действующей инструкции.
4.4. Крепление слабосцементированных пород в ПЗП
4.4.1. Креплению слабосцементированных пород в призабойной
зоне подлежат скважины, эксплуатация которых осложнена выносом
песка.
4.4.1.1. Для борьбы с выносом песка, в зависимости от
конкретных геолого - технических условий, применяют следующие
технические приспособления и материалы:
1) установка фильтров;
2) заполнение заколонного пространства гранулированными
материалами или отсортированным песком;
3) термические и термохимические способы;
4) металлизация;
5) синтетические полимеры;
6) песчано - смолистые составы;
7) пеноцементы.
4.4.1.2. Крепление призабойной зоны с использованием вяжущих
материалов осуществляют методом консолидации пластового песка,
заполнением заколонного пространства (каверн) растворами, после
отверждения которых образуется проницаемый пласт. При наличии в
призабойной зоне скважины каверны (выработки) ее перед креплением
заполняют отсортированным кварцевым песком.
4.4.2. Выбор и подготовку скважин для ремонта осуществляют в
соответствии с действующим РД по технологии крепления призабойной
зоны.
4.4.3. Подготовительные работы.
4.4.3.1. Определяют температуру в зоне тампонирования.
4.4.3.2. Определяют содержание механических примесей в
продукции.
4.4.3.3. Определяют дебит и содержание воды в продукции.
4.4.3.4. В зависимости от температуры в зоне тампонирования
выбирают соответствующий материал.
4.4.3.5. Устанавливают на скважине емкость с перемешивающим
устройством для приготовления и накопления тампонажного раствора,
подъемные средства А-50 или Азинмаш-43, цементировочный агрегат
ЦА-320 М.
4.4.3.6. Останавливают и глушат скважину.
4.4.3.7. Спускают НКТ до забоя и промывают ствол скважины.
4.4.3.8. Если в процессе промывки скважины наблюдается
поглощение в интервале продуктивного пласта, то в заколонную
выработку (каверну) намывают песок до восстановления циркуляции.
При обратной промывке удаляют с забоя скважины остатки песка.
4.4.3.9. Проверяют скважину на приемистость при закачивании в
пласт нефти или пластовой воды. В случае необходимости проводят
мероприятия по увеличению приемистости скважины.
4.4.3.10. Подготавливают в емкости с перемешивающим
устройством тампонажный раствор. Проверяют показатели качества.
4.4.3.11. Технологический процесс осуществляют в соответствии
с действующими РД.
4.4.3.12. Устанавливают продолжительность эффекта по
содержанию механических примесей в добываемой продукции сразу
после проведения работ и периодически, не менее трех раз в месяц.
4.5. Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации
скважин
4.5.1. Подготовительные работы.
4.5.1.1. Составляют план ликвидации аварии. В плане
предусматривают меры, предупреждающие возникновение проявлений и
открытых фонтанов, а также меры по охране недр и окружающей среды.
4.5.1.2. План ликвидации аварии с учетом возможности
возникновения проявлений и открытых фонтанов согласуется с
противофонтанной службой и утверждается главным инженером
предприятия.
4.5.1.3. Работы по ликвидации аварии в соответствии с
утвержденным планом производят под руководством мастера по сложным
работам при участии мастера по ремонту скважин.
4.5.1.4. Доставляют на скважину, в зависимости от вида аварии,
комплекты ловильных инструментов, печатей, спецдолот, фрезеров и
т.п.
4.5.1.5. При спуске ловильного инструмента все соединения
бурильных труб должны закрепляться машинными или автоматическими
ключами.
4.5.1.6. При проведении ремонтно - изоляционных работ
запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного
разрыва пластов давлением газа, нефти (после вызова притока), а
также против проницаемых нефтепродуктивных пластов.
4.5.2. При расхаживании прихваченных НКТ нагрузки на трубы и
подъемное оборудование не должны превышать допустимый предел
прочности. Работы производят по специальному плану.
4.5.2.1. Работы по освобождению прихваченного инструмента с
применением взрывных устройств (торпеды, детонирующие шнуры и
т.п.) проводят по специальному плану, согласованному с
геофизическим предприятием.
4.5.2.2. При установке ванн (нефтяной, кислотной, щелочной,
водяной) гидростатическое давление столба жидкости в скважине,
включая жидкость ванны, не должно превышать пластовое давление.
При вероятности снижения или снижении гидростатического давления
ниже пластового работы по расхаживанию НКТ проводят с
герметизированным затрубным пространством с соблюдением
специальных мер безопасности.
4.5.3. Извлечение оборванных НКТ из скважины производят при
последовательном выполнении следующих операций:
1) спускают свинцовую печать и определяют состояние
оборванного конца трубы;
2) в зависимости от характера оборванного участка (разрыв,
смятие, вогнутость краев и т.п.) спускают ловильный инструмент
соответствующей конструкции для выправления конца трубы.
4.5.4. Извлечение прихваченных цементом труб производят в
следующей последовательности. Отворачивают и поднимают свободные
от цемента трубы. Затем обуривают зацементированные трубы трубным
или кольцевым фрезером. Длина фрезера с направлением должна быть
не менее 10 м. Фрезерование и отворот труб производят с таким
расчетом, чтобы конец остающейся в скважине трубы был офрезерован.
Фрезерование труб должно осуществляться при интенсивной промывке
скважины и осевой нагрузке на фрезер не более 10 - 20 кН.
4.5.5. Вырезание бурильных труб и НКТ 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.
4.5.6. Извлечение из скважины отдельных предметов осуществляют
после предварительного обследования свинцовыми печатями характера
и места их нахождения. В качестве ловильного инструмента применяют
труболовки, колоколы, метчики, овершот, магнитные фрезеры, фрезеры
- пауки. Ловильные работы производят с промывкой. Извлекаемые
предметы предварительно фрезеруют. В случае, если предмет не
удается извлечь из скважины, его фрезеруют или дробят на мелкие
куски, захватывают ловильными инструментами и поднимают из
скважины.
4.5.7. Извлекают из скважины канат, кабель и проволоку при
помощи удочки, крючка и т.п. Спускаемые в скважину ловильные
инструменты должны иметь ограничители, диаметр которых не должен
превышать диаметра шаблона для размера обсадной колонны.
4.5.8. 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.
4.6. Перевод на другие горизонты и приобщение пластов
4.6.1. Перевод на другие горизонты и приобщение пластов
осуществляют в соответствии с требованиями технологических схем и
проектов разработки нефтяных месторождений.
4.6.2. Перед переходом на другие горизонты и приобщением
пластов проводят геофизические исследования для оценки
нефтеводонасыщенности продуктивных горизонтов и оценки состояния
цементного кольца между ними и соседними водоносными пластами.
4.6.3. Ремонтные работы по переходу на другие горизонты
включают работы по отключению нижнего перфорированного горизонта и
вскрытию перфорацией верхнего продуктивного горизонта или
наоборот.
4.6.3.1. Для перехода на верхний горизонт, находящийся на
значительном удалении от нижнего (50 - 100 м и более),
устанавливают цементный мост над нижним горизонтом. При этом может
использоваться предварительная установка разбуриваемого пакера или
цементный раствор с заполнителями.
4.6.3.2. Для перехода на нижний горизонт, находящийся на
значительном удалении от верхнего, проводят ремонтные работы по
технологии отключения верхнего пласта.
4.6.3.3. Ремонтные работы по переходу на верхний горизонт,
находящийся в непосредственной близости от нижнего, проводят по
технологии отключения нижних пластов.
4.6.3.4. Для отключения нижнего перфорированного горизонта
применяют методы тампонирования под давлением, установки
цементного моста, засыпки песком, а также установки разбуриваемых
пакеров самостоятельно или в сочетании с цементным мостом.
4.6.3.5. Метод тампонирования применяют как при герметичном
цементном кольце, так и в случае негерметичности цементного
кольца, но при планируемой депрессии на продуктивный горизонт
после ремонта более 5 МПа.
4.6.3.6. Метод установки цементного моста применяют при
герметичном цементном кольце и высоком статическом уровне в
скважине (при отсутствии поглощения).
4.6.3.7. Метод засыпки песком применяют при герметичном
цементном кольце, низком статическом уровне в скважине, депрессии
на продуктивный горизонт после ремонта до 5 МПа и небольшой
глубине искусственного забоя (10 - 20 м ниже отключаемого
горизонта).
4.6.3.8. Метод установки разбуриваемых пакеров применяют при
герметичном цементном кольце, низком статическом уровне,
планируемой депрессии на пласт после ремонта до 5 МПа.
4.6.3.9. При отключении нижнего горизонта методом
тампонирования под давлением используют легкофильтрующиеся в
трещины в цементном кольце и поры пласта тампонажные материалы при
приемистости пласта до 2 куб. м/(ч x МПа) и цементный раствор и
его модификации - при приемистости более 2 куб. м/(ч x МПа).
4.6.3.10. Ремонтные работы по переходу на нижний горизонт,
находящийся в непосредственной близости от верхнего
эксплуатировавшегося, проводят по технологии отключения верхних
пластов.
4.6.3.10.1. Для отключения верхних пластов используют методы
тампонирования под давлением, установки металлических пластырей и
сочетание этих методов.
4.6.3.10.2. Методы тампонирования под давлением применяют при
негерметичном цементном кольце между горизонтами и наличии
признаков разрушения или отсутствия цементного кольца в интервале
перфорации отключаемого горизонта.
4.6.3.10.3. Метод установки металлических пластырей применяют
в условиях герметичного цементного кольца между горизонтами и
отсутствия признаков разрушения цементного кольца в интервале
перфорации отключаемого горизонта.
4.6.3.10.4. Сочетание методов тампонирования под давлением и
установки металлических пластырей применяют в случаях, когда не
удается добиться полной герметичности отключаемого горизонта.
4.6.3.11. При отключении верхних горизонтов с целью перехода
на нижние используют тампонажные материалы в зависимости от
геологической характеристики пласта.
4.7. Перевод скважин на использование по другому назначению
4.7.1. Перевод скважин из одной категории в другую
обусловливается необходимостью рациональной разработки нефтяного
месторождения.
4.7.2. Работы по переводу скважин из одной категории в другую
осуществляются при полном соблюдении мер, предусмотренных
технологическими схемами и проектами разработки месторождений.
4.7.3. Работы по переводу скважин для использования по другому
назначению производят по плану, составленному на основании "Заказа
на производство капитального ремонта скважин" цехом КРС и
утвержденному нефтегазодобывающим предприятием.
4.7.4. В план работ по переводу скважин для использования по
другому назначению включают следующие оценочные работы.
4.7.4.1. Определение герметичности эксплуатационной колонны.
4.7.4.2. Определение высоты подъема и качества цемента за
колонной.
4.7.4.3. Определение наличия заколонных перетоков.
4.7.4.4. Оценка опасности коррозионного разрушения внутренней
и наружной поверхностей обсадных труб.
4.7.4.5. В случае обнаружения дефектов эксплуатационной
колонны предусматривают ремонтные работы в соответствии с п. 4.3.
4.7.4.6. Снятие кривой восстановления давления и оценка
коэффициента продуктивности скважины, а также характера
распределения закачиваемой жидкости по толщине пласта с помощью
РГД.
4.7.4.7. Оценка нефтенасыщенности пласта геофизическими
методами.
4.7.4.8. Излив в коллектор жидкости глушения скважины в
зависимости от текущей величины пластового давления или остановки
ближайшей нагнетательной скважины.
4.7.4.9. Освоение скважины под отбор пластовой жидкости по
находившемуся под нагнетанием пласту.
4.7.5. Освоение скважины по п. 4.7.4.9 осуществляют в
следующем порядке:
4.7.5.1. В зависимости от результатов исследований проводят
обработку ПЗП в соответствии с работами по п. 4.9.
4.7.5.2. Осуществляют дренирование пласта самоизливом или с
помощью компрессора, ШГН, ЭЦН.
4.7.5.3. Производят выбор скважинного оборудования (ШГН, ЭЦН)
в зависимости от продуктивности пласта.
4.7.5.4. Проводят исследование скважины с целью оценки
коэффициента продуктивности и характера притока жидкости.
4.7.6. При освоении скважины под отбор нефти из другого
горизонта предварительно проводят работы по изоляции нижнего или
верхнего пласта по отношению к пласту, в котором велось
закачивание воды.
4.7.7. На устье специальных скважин устанавливают
оборудование, обеспечивающее сохранность скважин и возможность
спуска в них исследовательских приборов и аппаратуры.
4.8. Зарезка новых стволов
4.8.1. Зарезку новых стволов производят в случаях, если
применение существующих методов РИР технически невозможно или
экономически нерентабельно.
4.8.2. Подготовительные работы.
4.8.2.1. Производят обследование обсадной колонны свинцовой
печатью, диаметр которой должен быть на 10 - 12 мм меньше
внутреннего диаметра обсадной колонны.
4.8.2.2. Спускают и проверяют проходимость шаблона для
установления возможности спуска отклонителя. Диаметр шаблона Dш и
длину шаблона Lш определяют следующим образом:
Dш = Dо + 10...12 мм;
Lш = Lо + 300...400 мм,
где:
Dо - наибольший диаметр отклонителя, мм;
Lо - длина отклонителя, мм.
4.8.2.3. Производят отбивку муфт с помощью локатора муфт (ЛМ)
для выбора интервалов вырезания "окна" и установки цементного
моста.
4.8.2.4. Устанавливают цементный мост высотой 5 - 6 м из
условия расположения его верхней части на 0,5 - 1,0 м выше
муфтового соединения.
4.8.2.5. Удаляют со стенок обсадных труб цементную корку и
производят повторное шаблонирование обсадной колонны до глубины
установки цементного моста.
4.8.2.6. Проверяют герметичность обсадной колонны при
давлении, в 1,5 раза превышающем расчетное с учетом износа труб.
4.8.2.7. Спускают на бурильных трубах отклонитель со скоростью
не более 0,2 м/с. Соединение бурильных труб с отклонителем
осуществляют с помощью спускного клина. Спуск отклонителя до
головы моста контролируют по показаниям индикатора массы (2 - 3
деления). При осевой нагрузке 30 - 40 кН срезают нижнюю шпильку и
перемещают подвижной патрубок по направляющей трубе. При
дальнейшем увеличении осевой нагрузки до 100 кН срезают верхние
болты, освобождают и поднимают спускной клин.
4.8.3. Технология прорезания "окна" в обсадной колонне
4.8.3.1. Спускают на бурильных трубах райбер, армированный
твердым сплавом. Диаметр райбера выбирают на 10 - 15 мм меньше
внутреннего диаметра обсадной колонны в интервале вскрываемого
"окна".
4.8.3.2. Производят прорезание колонны при вращении бурильного
инструмента со скоростью 45 - 80 об/мин с одновременной подачей
райбера по наклонной поверхности отклонителя. Производительность
насосов при этом должна быть не менее 10 л/с. В процессе
райбирования величину осевой нагрузки следует постепенно
увеличивать от 5 кН, в период приработки райбера, до 50 кН, при
вскрытии "окна", а при выходе райбера из колонны этот показатель
уменьшают до 10 - 20 кН.
4.8.3.3. Оптимальную осевую нагрузку при вырезании "окна"
выбирают в зависимости от диаметра райбера, и она должна
составлять 2 кН на каждые 100 мм диаметра райбера.
4.8.3.4. О полном вскрытии "окна" в обсадной колонне судят по
показаниям индикатора массы и манометра, установленного на
манифольдной линии (давление резко повышается).
4.8.3.5. Забуривание второго ствола производят при пониженной
осевой нагрузке на глубину, равную длине рабочей трубы.
4.8.4. Дальнейшее бурение производят в соответствии с
решением, принятым для данного геологического разреза.
4.9. Работы по интенсификации добычи нефти
4.9.1. Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ).
4.9.1.1. Общие положения.
4.9.1.1.1. ОПЗ проводят на всех этапах разработки нефтяного
месторождения (залежи) для восстановления и повышения
фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения
производительности добывающих и приемистости нагнетательных
скважин.
4.9.1.1.2. Выбор способа ОПЗ осуществляют 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 ПЗП (РД [1]).
4.9.1.1.3. ОПЗ проводят только в технически исправных
скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и
цементного кольца, подтвержденной исследованиями (см. раздел 2).
4.9.1.1.4. Технологию и периодичность проведения работ по
воздействию на ПЗП обосновывают геологические и технологические
службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом
разработки месторождения, действующими инструкциями (РД) по
отдельным видам ОПЗ с учетом технико - экономической оценки их
эффективности.
4.9.1.1.5. Однократное и многократное воздействие на ПЗП
производят в следующих случаях:
1) в однородных пластах, не разделенных перемычками, толщиной
до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5
производят однократное воздействие;
2) в случаях, когда отбором (нагнетанием) охвачены не все
пропластки и коэффициент охвата менее 0,5, осуществляют
многократное (поинтервальное) воздействие с использованием
временно блокирующих (изолирующих) материалов или оборудования.
4.9.1.1.6. Проведение подготовительных работ для всех видов
ОПЗ обязательно и включает в своем составе обеспечение необходимым
оборудованием и инструментом, а также подготовку ствола скважины,
забоя и фильтра к обработке. В скважинах, по которым подземное
оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗ, например,
оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного
оборудования и спуск колонны НКТ, а также другого необходимого
оборудования.
4.9.1.1.7. После проведения ОПЗ исследуют скважины методами
установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при
депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед
ОПЗ.
4.9.1.1.8. Для очистки фильтра скважины и призабойной зоны
пласта от различных загрязнений в зависимости от причин и геолого
- технических условий проводят следующие технологические операции:
1) кислотные ванны;
2) промывку пеной или раствором ПАВ;
3) гидроимпульсное воздействие (метод переменных давлений);
4) циклическое воздействие путем создания управляемых
депрессий на пласт с использованием струйных насосов;
5) многоцикловую очистку с применением пенных систем;
6) воздействие на ПЗП с использованием гидроимпульсного
насоса;
7) ОПЗ с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС);
8) воздействие на ПЗП с использованием растворителей
(бутилбензольная фракция, стабильный керосин и др.).
4.9.1.2. Кислотная обработка
4.9.1.2.1. Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих в
основном из кальцита, доломита и других солей угольной кислоты, а
также терригенных коллекторов с повышенным содержанием карбонатов
(свыше 10%) используют соляную кислоту. Допускается применение
сульфаминовой и уксусной кислот.
4.9.1.2.2. Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем
составе осадкообразующих включений (сульфатов, соединений железа и
т.п.), обрабатывают 10 - 16-процентным водным раствором соляной
кислоты.
4.9.1.2.3. Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения,
обрабатывают уксусной (10% масс.) или сульфаминовой (10% масс.)
кислотами.
4.9.1.2.4. При обработке карбонатных коллекторов, содержащих
соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно
вводят уксусную (3 - 5% масс.) или лимонную (2 - 3% масс.) кислоты
для предупреждения осадкообразования в растворе.
4.9.1.2.5. В трещинных и трещинно - поровых коллекторах для
глубокой (по простиранию) обработки используют замедленно
взаимодействующие с карбонатами составы на основе соляной кислоты,
дисперсные системы типа эмульсий и загущенных растворов:
1) для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии
используют ПАВ (сульфонол, ОП-10 и др.) и стабилизатор (КМЦ и
др.);
2) для приготовления загущенной кислоты в раствор соляной
кислоты (от 12 до 15% масс.) вводят КМЦ или сульфит - спиртовую
барду (0,5 - 3,0% масс.).
4.9.1.2.6. Обработку карбонатных коллекторов в скважинах с
температурой от 100 до 170 град. C производят с использованием
гидрофобной кислотной эмульсии со специальным эмульгатором
(диаминдиолеат, первичные амины, алкиламиды) от 0,5 до
1-процентной концентрации.
4.9.1.2.7. Объем кислотного раствора и время выдерживания его
в пласте в зависимости от вида воздействия, рецептуры применяемого
состава и геолого - технических условий (толщина, пористость,
проницаемость, забойная температура, давление пласта) выбирают из
табл. 5.
4.9.1.2.8. Для обработки терригенных коллекторов с
карбонатностью менее 10%, а также в случае загрязненной ПЗП
используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной
(от 10 до 12% масс.) и плавиковой (от 3 до 5% масс.) кислот.
Допустимо использование взамен плавиковой кислоты кристаллического
бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной
обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых
пород. При первичной обработке используют от 0,3 до 0,4 куб. м
раствора на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.
4.9.1.2.9. Для обработки коллекторов, представленных
ангидритами, используют соляно - кислотные растворы с добавками от
6 до 10% масс. азотно - кислого натрия.
4.9.1.2.10. Во всех случаях при проведении кислотных обработок
в состав раствора вводят ингибитор коррозии в соответствии с
требованиями РД [9].
Таблица 5
ОБЪЕМ КИСЛОТЫ ДЛЯ ОПЗ В ЗАВИСИМОСТИ
ОТ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА - КОЛЛЕКТОРА
И КОЛИЧЕСТВА ОБРАБОТОК
---------------T-------------------------------------------------¬
¦ Количество ¦ Объем кислоты, куб. м (из расчета 15-процентной ¦
¦ обработок ¦ концентрации на 1 м вскрытой толщины пласта) ¦
¦ +-------------------------------------------------+
¦ ¦ тип коллектора ¦
¦ +-----------------------------------T-------------+
¦ ¦ поровый ¦ трещинный ¦
¦ +----------------T------------------+ ¦
¦ ¦малопроницаемый ¦высокопроницаемый ¦ ¦
+--------------+----------------+------------------+-------------+
¦Одна ¦ 0,4 - 0,6 ¦ 0,6 - 1,0 ¦ 0,6 - 0,8 ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Две и более ¦ 0,6 - 1,6 ¦ 1,0 - 1,5 ¦ 1,0 - 1,5 ¦
L--------------+----------------+------------------+--------------
Примечания. 1. Продолжительность выдерживания кислотного
раствора зависит от температуры пласта. При температурах до 30
град. C - 2 ч, от 30 до 60 град. C - от 1 до 1,5 ч.
2. При температурах свыше 60 град. C время выдерживания
кислотного раствора в пласте не регламентировано и зависит от
времени полной нейтрализации (потери активности) кислоты.
4.9.1.2.11. Термохимические и термокислотные обработки
производят в коллекторах в интервале температур от 15 до 40 град.
C.
4.9.1.2.12. Термохимическую обработку производят с
использованием соляной кислоты и магния или некоторых его сплавов
(МЛ-1, МА-1 и т.п.).
4.9.1.2.13. Термокислотную обработку производят в виде
комбинированного воздействия на ПЗП, состоящего из термохимической
и обычной кислотной обработок под давлением.
4.9.1.2.14. Для кислотных обработок используют специальный
насосный агрегат типа Азинмаш-30. Кислоты транспортируют в
гуммированных автоцистернах 4ЦР, 3ЦР или ЦР-20.
4.9.1.3. Гидропескоструйная перфорация
4.9.1.3.1. Гидропескоструйную перфорацию (ГПП) применяют при
вскрытии плотных, как однородных, так и неоднородных по
проницаемости, коллекторов перед ГРП для образования трещин в
заданном интервале пласта, а также для срезания труб в скважине
при проведении ремонтных работ.
4.9.1.3.2. Не допускается проведение ГПП в условиях поглощения
жидкости пластом.
4.9.1.3.3. Различают два варианта ГПП - точечная и щелевая.
При точечной ГПП канал образуют при неподвижном перфораторе.
Щелевую ГПП осуществляют при движении перфорационного устройства.
4.9.1.3.4. Профиль и плотность ГПП определяют в зависимости от
геолого - эксплуатационной характеристики коллектора.
4.9.1.3.5. При осуществлении ГПП используют: перфораторы, НКТ,
насосные агрегаты, пескосмесители, емкости для жидкости,
сальниковую катушку или превентор, а также жидкость - носитель и
кварцевый песок.
4.9.1.3.6. В качестве жидкости - носителя используют
дегазированную нефть, 5 - 6-процентный раствор соляной кислоты,
воду (соленую или пресную) с добавками ПАВ, промывочный раствор,
не загрязняющий коллектор. При работах в интервале непродуктивного
пласта используют пресную воду или промывочную жидкость.
Концентрация песка в жидкости - носителе должна составлять от 50
до 100 г/л.
4.9.1.3.7. Продолжительность процесса при точечном вскрытии
составляет 15 мин., при щелевом - не более 2 - 3 мин. на каждый
сантиметр длины цели.
4.9.1.3.8. Перепад давления жидкости на насадке (без учета
потерь на трение в НКТ) составляет:
1) при диаметре насадки 6 мм - от 10 до 12 МПа;
2) при диаметре насадки 4,5 мм - от 18 до 20 МПа.
4.9.1.3.9. Процесс ГПП осуществляют при движении НКТ снизу
вверх.
4.9.1.3.10. При непредвиденных продолжительных остановках
немедленно промывают скважину при обратной циркуляции.
4.9.1.3.11. После ГПП при обратной промывке вымывают шаровой
клапан, промывают скважину до забоя до полного удаления песка из
скважины, поднимают перфоратор и оборудуют скважину для освоения и
эксплуатации. Освоение фонтанных скважин допускается без подъема
перфоратора.
4.9.1.4. Виброобработка
4.9.1.4.1. Виброобработку производят в скважинах с
загрязненной ПЗП; в коллекторах, сложенных низкопроницаемыми
породами, содержащими глинистые минералы; в литологически
неоднородных коллекторах с воздействием на низкопроницаемые
пропластки; перед химической обработкой; перед ГРП или другими
методами воздействия на ПЗП.
4.9.1.4.2. Запрещается проведение виброобработки в скважинах,
расположенных вблизи водонефтяного контакта, при интенсивных
поглощениях жидкости пластом, при низких пластовых давлениях.
4.9.1.4.3. Для проведения технологического процесса в
обрабатываемый интервал на НКТ опускают гидравлический
золотниковый вибратор типа ГВГ. При давлениях закачивания свыше 40
МПа применяют пакеры.
4.9.1.4.4. Величину гидравлического импульса определяют в
зависимости от расхода рабочей жидкости и времени перекрытия ее
потока.
4.9.1.4.5. В качестве рабочей жидкости используют нефть,
соляно - кислотный раствор, предельный керосин и их смеси.
Количество кислоты и керосина определяется из расчета 2 - 3 куб. м
на 1 м вскрытой толщины пласта.
4.9.1.5. Термообработка
4.9.1.5.1. Термообработку ПЗП проводят в коллекторах с
тяжелыми парафинистыми нефтями при пластовых температурах, близких
к температуре кристаллизации парафина или ниже нее.
4.9.1.5.2. При термообработке перенос тепла в коллектор
осуществляют: при теплопередаче по скелету породы и насыщающей
жидкости от источника тепла, расположенного в скважине (метод
кондуктивного прогрева); при принудительном теплопереносе по
коллектору за счет нагнетания в пласт теплоносителя (паротепловая
обработка).
4.9.1.5.3. Выбор метода теплообработки осуществляют в
зависимости от конкретных геолого - промысловых условий:
1) метод индуктивного прогрева осуществляют с использованием
глубинных электронагревателей. Температура нагрева должна быть
ниже точки коксования нефти. При периодической тепловой обработке,
после извлечения из скважины эксплуатационного оборудования,
опускают на кабеле - тросе в интервал продуктивного пласта
глубинный электронагреватель и осуществляют прогрев в течение 3 -
7 суток. Продолжительность пуска скважины в эксплуатацию после
тепловой обработки не должна превышать 7 ч;
2) при стационарной электротепловой обработке совместно с
подземным оборудованием в интервале фильтра устанавливают
стационарный электронагреватель, с помощью которого осуществляют
прогрев постоянно или по заданному режиму;
3) при паротепловой обработке прогрев ПЗП осуществляют
насыщенным паром с помощью стационарных или передвижных
парогенераторов ППГУ-4/120. Паротепловые обработки проводят в
скважинах глубиной не более 1000 м в коллекторах, содержащих нефть
с вязкостью в пластовых условиях свыше 50 мПа x с. Перед
проведением процесса скважину останавливают, извлекают
эксплуатационное оборудование и проверяют герметичность
эксплуатационной колонны. Нагнетание пара осуществляют с таким
расчетом, чтобы паровая зона образовалась в радиусе от 10 до 20 м.
Затем скважину герметизируют и выдерживают в течение 2 - 3 суток.
4.9.1.6. Воздействие давлением пороховых газов
4.9.1.6.1. Воздействие на ПЗП пороховыми газами осуществляется
путем разрыва пласта без закрепления трещин в плотных
низкопроницаемых коллекторах (песчаниках, известняках, доломитах с
проницаемостью от 0,10 до 0,05 кв. мкм и менее). Не допускается
проведение разрыва пласта указанным методом в коллекторах,
сложенных алевролитами, сильно заглинизированными песчаниками с
прослоями глин, мергелей, алевролитов с солитовыми известняками, а
также песками и слабосцементированными песчаниками.
4.9.1.6.2. Технологический процесс осуществляют с
использованием пороховых генераторов корпусных типа АСГ или
герметичных бескорпусных типа ПДГ БК и негерметичных типа АДС.
4.9.1.6.2.1. Аппараты АСГ 105 К применяют в обсаженных
скважинах с минимальным проходным диаметром 122 мм при температуре
до 80 град. C и гидростатическим давлением от 1,5 до 35 МПа.
4.9.1.6.2.2. Аппараты типа ПГД БК применяют в обсадных
колоннах с проходным диаметром от 118 до 130 мм при температуре до
200 град. C и гидростатическим давлением до 100 МПа, а типа АДС -
до 100 град. C и 35 МПа соответственно. Величина минимального
гидростатического давления для ПГД БК составляет 10 МПа, для АДС -
3 МПа.
4.9.1.6.3. Спуск и подъем генераторов типа ПГД БК производят
на бронированном каротажном кабеле со скоростью не более 1 м/с в
жидкости и 0,5 м/с в газожидкостной среде.
4.9.1.6.4. При проведении технологического процесса устье
скважины оборудуют перфорационной задвижкой или фонтанной
арматурой, а в отдельных случаях - лубрикатором. Скважину
шаблонируют. Производят замену длины кабеля, привязку по каротажу.
Замеряют гидростатическое давление и забойную температуру.
Устанавливают генератор давления против интервала, подлежащего
воздействию, или в непосредственной близости к нему. Если интервал
обработки вскрывают торпедированием, генератор давления
устанавливают над зоной перфорации на расстоянии 1 м.
4.9.1.6.5. После спуска генератора на заданную глубину
каротажный кабель закрепляют на устье скважины.
4.9.1.6.6. Сгорание порохового заряда фиксируют по рывку
кабеля, выбросу жидкости или по звуковому эффекту.
4.9.1.6.7. При толщине пласта свыше 20 м производят
многократное сжигание пороховых зарядов.
4.9.1.6.8. При воздействии на коллектор, состоящий из
нескольких пропластков, производят поинтервальное и
последовательное снизу вверх воздействие на отдельные пропластки
после предварительного их вскрытия.
4.9.1.6.9. Для регистрации максимального давления,
создаваемого в скважине, используют кремерный прибор, который
прикрепляют на кабеле около кабельной головки.
4.9.2. Гидравлический разрыв пласта
4.9.2.1. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) применяют для
воздействия на плотные низкопроницаемые коллекторы, а также при
большом радиусе загрязнения ПЗП. При этом в зависимости от
геологических характеристик пласта и системы разработки
месторождения создается система закрепленных трещин определенной
|
