Устранение негерметичности эксплуатационной колонны

Виды и причины нарушения герметичности эксплуатационных колонн нефтяных и газовых месторождений, способы и средства её восстановления. Методика поинтервальной опрессовки колонны газообразным агентом. Определение местоположения дефектов обсадных колонн.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид реферат
Язык русский
Дата добавления 25.05.2017
Размер файла 1,6 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Не прекращая закачки, переключают краны ЦА на подачу тампонажного состава в скважину. Тампонажный раствор прокачивают по затрубному пространству, не допуская превышения давления в колонне над допустимым. По мере перехода раствора из затрубного пространства в НКТ, постепенно уменьшая подачу насосов, снижают давление прокачки от 20 до 30 % ниже первоначального и вымывают излишки тампонирующей смеси на поверхность. Скважину оставляют в покое на период ОЗЦ.

При использовании отверждающихся полимерно-тампонажных материалов (ПТМ) после РИР НКТ поднимаются из скважины.

10. Закачка тампонирующего состава в колонну, опорожненную до нижней границы негерметичности

В этом случае открывают выкид из трубного пространства. Закачивая газообразный агент, вытесняют жидкость из затрубного пространства через НКТ и опорожняют обсадную колонну до глубины спуска труб (Рис. 2 а, б).

Скважина разряжается. Через 2 ч. проверяют наличие притока жидкости в колонну. Поступление жидкости из НКТ при закачке газообразного агента в затрубное пространство укажет на наличие притока из заколонного пространства в колонну. При отсутствии притока производят подъем части НКТ, нижний конец которых устанавливают на расстоянии от 100 до 200 м над верхней границей интервала негерметичности, т.е. на расстоянии l + (100 + 200) м над уровнем жидкости в скважине (рис. 2, в). Готовят раствор полимерный смолы. Отбирают пробы смолы для корректировки времени ОЗЦ и закачивают через НКТ раствор в скважину (рис. 2, г). С интервалом от 2 до 3 мин. закачивают через НКТ буровой раствор и заполняют колонну, после чего перекрывают выкид из затрубного пространства (рис. 5.8, д). Для нагнетания смеси в каналы негерметичности в обсадной колонне создают избыточное давление в пределах допускаемого при опрессовке. Периодическим подкачиванием добиваются его стабилизации.

На период твердения состава (ОЗЦ) скважину оставляют под давлением не менее рз. После ОЗЦ плавным допуском НКТ уточняется верхняя граница тампонажного моста.

Для разбуривания моста используют трехшарошечное долото. Бурение производят «с навеса».

Тампонирование под давлением с применением пакера

Этот способ применяется в следующих случаях:

для защиты обсадных колонн при давлении нагнетания, значение которого превышает допустимое для опрессовки;

для защиты продуктивных пластов от загрязнения при нагнетании тампонирующей смеси в изолируемый интервал, расположенный ниже зоны перфорации:

-- для направленной подачи тампонирующей смеси под давлением в изолируемый объект, выше которого имеются негерметичные отверстия в колонне.

Применение способа допускается в заполняющихся и незаполняющихся скважинах. Тампонирование под давлением по затрубному пространству при установленном пакере запрещается, кроме случаев применения гелеобразующих ПТМ или использования алюминиевых или других легкоразбуриваемых НКТ.

НКТ спускают с пакером, который располагается над зоной ввода тампонирующей смеси за колонну. Рекомендуется низ пакера оборудовать алюминиевым хвостовиком длиной не менее 3 м, башмак которого устанавливают над зоной ввода на расстоянии до 3 м. Проверяют чистоту спущенных труб прокачкой в НКТ бурового раствора в количестве, равном их внутреннему объему от устья до статического уровня. Устанавливают пакер. Проверяют приемистость изолируемого объекта при установившемся режиме подачи насосов прокачкой в НКТ бурового раствора в количестве не менее внутреннего объема труб. Тампонирующую смесь закачивают в НКТ. Закачивают расчетный объем продавочной жидкости. Если надпакерное затрубное пространство герметично, то для уменьшения осевой нагрузки на пакер рекомендуется в кольцевое пространство закачать буровой раствор и создать давление, допускаемое при опрессовке колонны.

Тампонирующую смесь залавливают в пласт. Снижают давление в трубном и затрубном пространствах. Освобождают пакер. Распакеровку контролируют расхаживанием колонны НКТ. При наличии циркуляции излишки тампонирующей смеси вымывают из скважины обратной или прямой промывкой. Поднимают 100 - 150 м НКТ, заполняют скважину буровым раствором и оставляют в покое на время ОЗЦ. В заполняющихся скважинах после работ НКТ поднимают на 50 - 100 м выше поглощающего интервала (зоны дефекта колонны, интервала перфорации). Перед ОЗЦ для вытеснения возможных остатков тампонирующей смеси прокачивают в трубное и затрубное пространство буровой раствор в количестве, равном объему НКТ и объему колонны от башмака труб до нижней границы поглощающей зоны.

11. Регулирование свойств тампонажного раствора

Свойства тампонажного раствора и камня могут быть изменены введением в раствор наполнителей, активных добавок или обработкой их химическими реагентами.

Для увеличения сроков схватывания цементных растворов применяют реагенты - замедлители, а для сокращения - ускорители.

Определить количество хлористого кальция, потребного для обработки 4 т цемента, с целью ускорения начала схватывания цементного раствора, если массовая доля CaCl2 должна составлять 2% от массы сухого цемента. В техническом CaCl2 содержится 65% безводного хлористого кальция.

Решение. Необходимое количество безводного хлористого кальция составит

Тогда количество растворенного CaCl2 составит

Определим количество пресной воды, потребной для растворения 123 кг водного раствора CaCl2 при различных температурах по формуле:

где m - число, показывающее сколько частей CaCl2 растворяется в 100 частях воды при различных температурах.

При температуре 10?С

При температуре 20?С

При температуре 30?С

Количество воды, необходимой для затворения цементного раствора, определяем по формуле:

Определим количество CaCl2, содержащейся в 1м3 воды, идущей на приготовление цементного раствора:

при температуре 10?С

при температуре 20?С

при температуре 30?С

Определим количество воды, содержащейся в 1м3 водного раствора CaCl2, идущей на приготовление цементного раствора. При температуре 10?С

Vв=1-0,148=0,852м3; при температуре 20?С: Vв=1-0,138=0,862м3; при температуре 30?С: Vв=1-0,119=0,881м3.

12. Опыт применения новых технологий на месторождениях компании ОАО «Газпром нефть»

Базовой технологией устранения водопритоков является закачка растворов на основе тампонажных портландцементов марки G. В цементный раствор добавляют специальные химические реагенты, которые позволяют регулировать сроки схватывания, водоотдачу и реологические параметры. Данная технология имеет свою область эффективного применения и не позволяет в полной мере решать все проблемы по устранению интервалов водопритока. Поэтому с целью повышения успешности работ был испытан ряд новых технологий, ранее не применявшихся на месторождениях ОАО «Газпром нефть».

Добывающая скважина была остановлена из-за резкого роста обводненности продукции. По результатам промыслово-геофизических исследований установлено: основной приток воды получен через негерметичность обсадной колонны на глубине 1647,2- 1649,8 м. Расчетный дебит составил 41,2 м3 /сут. при среднем динамическом уровне 661 м. Дебит по барометрии составил 118 м3 /сут. На этапе подготовки скважины к про- ведению ремонтно-изоляционных работ была установлена мостовая пробка ниже интервала негерметичности на глубине 1670 м. Пакерное оборудование спущено на колонне насосно- компрессорных труб (НКТ) и посажено на глубине 1565 м. В интервал изоляции последовательно закачано 1,0 м3 микроцементного раствора удельной плотностью 1,44 г/см3 и 2,5 м3 - цементного раствора на основе марки G. Конечное давление закачки составило 8,0 МПа. После продавки тампонажных составов в интервал изоляции был произведен срыв пакерного оборудования и вымыв излишков цементного раствора обратной промывкой. Колонна насосно-компрессорных труб на время ожидания затвердевания цемента была поднята на безопасную зону. Затем интервал изоляции был разбурен. Эксплуатационная колонна опрессована избыточным давлением. Результат - колонна герметична. По результатам промыслово-геофизических исследований было установлено: приток из интервала негерметичности отсутствует. В результате устранения негерметичности эксплуатационной колонны дополнительно добыто 3,6 тыс. т нефти.

13. Устранение множественных интервалов негерметичности эксплуатационной колонны с применением составов на основе акриловых полимеров

Устранение негерметичности колонны в нескольких интервалах с применением стандартной технологии (изоляция каждого интервала закачкой под давлением) является продолжительным по времени и дорогим мероприятием. С целью снижения продолжительности ремонта и затрат на устранение нескольких интервалов негерметичности эксплуатационной колонны была опробована закачка тампонажного состава на основе акриловых полимеров (ТСА). Данный состав был разработан для водоизоляционных работ в зонах катастрофического поглощения жидкости при бурении скважин, а также для снижения приемистости интервалов нарушений. Он состоит из двух компонентов: первый - на основе полимеров акрилового ряда, второй - из бентонитового глинопорошка. Из компонентов состава готовятся растворы, которые при смешивании за счет химической реакции образуют материал с высокой начальной вязкостью, но прокачиваемый насосным оборудованием.

Испытание технологии проводилось на скважине № 1270. Перед остановкой скважина работала со следующими параметрами: дебит жидкости - 198 м3 / сут.; дебит нефти - 0,6 т/сут., обводненность продукции - 99,6 %. Накопленный отбор нефти на момент остановки составил 8,0 тыс. т, что значительно ниже по сравнению с соседними скважинами.

На рисунке 3 представлена схема рас положения интервалов негерметичности эксплуатационной колонны по результатам промыслово-геофизических исследований.

Схема расположения интервалов негерметичности на скважине №1270

По результатам промыслово- геофизических исследований было установлено: приемистость скважины составила 319 м3 /сут., из них:

* 35% от общего объема уходит через негерметичность колонны в интервале 1905-1907 м,

* 45% - в интервал 2257-2258,4 м,

* 20% - в интервал 2297,8-2299,4 м.

Ухода в забой нет. На этапе подготовки скважины к закачке тампонажной композиции была произведена установка мостовой пробки на глубине 2360 м и скрепирование эксплуатационной колонны интервалах 1680-1720, 1860-1900, 1920-1940 м. Было спущено пакерное оборудование и определена приемистость всех интервалов негерметичности.

На первом этапе была произведена посадка пакера на глубине 2270 м. Определена приемистость интервала негерметичности 2297,8-2299,4 м - 180 м3 / сут. при давлении 11,0 МПа. Было приготовлено и закачано в интервал изоляции 5,0 м3 тампонажного состава ТСА. Конечное давление закачки составило 13,0 МПа. Произведен срыв пакерного оборудования и обратная промывка скважины в 1,5 объеме НКТ.

На втором этапе произведены подъем пакера и посадка на глубине 2230 м. Определена приемистость интервала негерметичности 2257-2258,4 м - 240 м3 /сут. при давлении 10,0 МПа. Было приготовлено и закачано в интервал изоляции двумя порциями 10,0 м3 состава ТСА. Конечное давление закачки составило 13,0 МПа. Произведен срыв пакерного оборудования и обратная промывка скважины в 1,5 объеме НКТ. На третьем этапе произведены подъем пакера и посадка на глубине 1880 м. Определена приемистость интервала негерметичности 1905-1907 м - 110 м3 / сут. при давлении 10,0 МПа. Было приготовлено и закачано в интервал изоляции 5,0 м3 состава ТСА. Конечное давление закачки составило 13,0 МПа. Произведен срыв пакерного оборудования и обратная промывка скважины в 1,5 объеме НКТ.

После изоляции была произведена опрессовка эксплуатационной колонны - приемистость интервалов негерметичности отсутствует. На завершающем этапе были проведены реперфорация и гидроразрыв продуктивного пласта. В результате комплексного мероприятия был получен эффект 10,7 тыс. т нефти. Эффект продолжается.

14. Технологические приемы, рекомендуемые при тампонажных работах в скважинах

Результаты работ по устранению негерметичности обсадных колонн во многом зависят от свойств используемого тампонажного материала. Однако качество материала само по себе еще не определяет результативность работ. Нередко тампонажный материал, прошедший успешные лабораторные испытания в условиях, моделирующих забойные, попав в скважину, не выполняет своего назначения. Видимо, технологические приемы, используемые при его доставке в изолируемую зону, не могут обеспечить условия, при которых данный материал проявляет все присущие ему полезные свойства. Поэтому вопросам управления технологическим процессом тампонирования следует уделять самое серьезное внимание. Следует отметить, что влияние управляющих воздействий на механизм формирования изоляционных экранов изучено недостаточно. В то же время анализ результатов позволяет выделить ряд технологических приемов, эффективность которых подтверждена накопленным опытом.

Приготовление тампонирующей смеси следует производить в осреднительной емкости, положение которой обеспечивает работу насосов ЦА под залив. При этом повышается коэффициент наполнения насосов, что благотворно влияет на режим работы агрегатов, достигается гомогенность тампонирующей смеси при колебаниях плотности раствора по объему не более 0,02 г/см3, уменьшается содержание атмосферного воздуха в системе, подсасываемого при затворении цемента в гидросмесителе. Это позволяет транспортировать к изолируемой зоне тампонирующую смесь, практически идентичную использованной при лабораторных испытаниях.

В процессе закачивания и продавливания тампонирующей смеси высокой плотности в трубах наблюдается вакуум. При этом возможен подсос атмосферного воздуха через не плотности запорной арматуры и аэрация закачиваемых жидкостей (тампонажной и продавочной), значительное опережение головной пачки тампонирующей смеси по сравнению с расчетным ее положением из-за разрыва потока. Часть состава может оказаться за НКТ до закрытия выкида из трубного пространства; возможны ошибки в расчетных параметрах процесса вследствие аэрации жидкости.

Поэтому при транспортировании тампонирующей смеси по НКТ следует штуцеровать выкид из затрубного пространства. Наличие некоторого избыточного давления в трубном пространстве исключит явление вакуума, что обеспечит необходимый контроль за движением тампонажной смеси.

3. При тампонировании под давлением в незаполняющихся скважинах после закачивания продавочной жидкости в НКТ рекомендуется делать паузы от 3 до 10 мин. При этом происходит выравнивание гидростатических давлений в трубном и затрубном пространствах, равномерное распределение тампонирующей смеси в заколонном пространстве самотеком, деаэрация жидкости в НКТ.

4. При нагнетании не следует допускать высоких скоростей подачи жидкости. Даже если приемистость нарушения колонны хорошая, необходимо планировать минимальную подачу жидкости. Следует помнить, что конечной целью работ является не только заполнение каналов утечки тампонажной смесью, но и формирование на их стенках прочной фильтрационной корки в результате кольматации твердой фазой раствора. Поэтому целесообразно периодически прекращать подачу жидкости. Продолжительность остановок зависит от интенсивности поглощения раствора и может составлять от 1 до 10--15 мин. и более.

Снижение эффективности работ при очень высоких давлениях нагнетания связано, по-видимому, с выдавливанием сформированной корки из каналов утечки. Другой возможной причиной могут быть необратимые процессы в окружающих колонну цементном кольце и горных породах -- гидроразрывы, раскрытие трещин и др.

Таким образом, если при низкой приемистости скважины использование цементных растворов с пониженной водоотдачей обязательно, то при хорошей приемистости -- всегда желательно.

5. Многолетняя практика цементирования под давлением свидетельствует о том, что лучшие результаты получают в том случае, когда давление нагнетания, достигнув планируемого значения, не снижается после прекращения подачи жидкости в течение 5--10 мин. Тенденция к повышению давления нагнетания не всегда оправдана.

Высокие давления планируют, как правило, при низкой приемистости скважины или тогда, когда последняя практически отсутствует. Утечка жидкости из колонны в этих случаях происходит по микроканалам, проникнуть в которые твердая фаза раствора зачастую не может даже при высоких давлениях. Кроме того, частичному заполнению канала утечки способствует высокая водоотдача цементного раствора, вследствие чего подвижность раствора резко снижается и твердая фаза закупоривает зону ввода.

В указанных случаях, когда приемистость скважины меньше , целесообразно использовать цементные растворы с пониженной водоотдачей. При этом задавливание следует вести при минимальной подаче ЦА с перепуском части продавочной жидкости в мерную емкость агрегата.

6. Расположение НКТ в зоне фильтра или дефекта колонны при задавливании водоцементных растворов в пласт недопустимо. При наличии перепада давления в поглощающей части скважины из тампонирующей смеси интенсивно отфильтровывается жидкая фаза. При использовании водоцементных растворов это приводит из-за снижения В/Ц к резкому сокращению сроков схватывания смеси, что в совокупности с другими факторами (температура, давление, время проведения операции) может служить причиной прихвата НКТ.

7. В соответствии с действующими правилами избыточное давление на устье при опрессовке колонны должно на 10% превышать максимальное пластовое давление в разрезе скважины. Тем самым исключается возможность пропуска жидкости (газа) через колонну в наиболее жестких режимах эксплуатации или при прорыве флюида из наиболее активного пласта. Одновременно обеспечиваются условия для РИР, связанные с созданием в колонне значительных избыточных давлений (цементирование под давлением, кислотные обработки и др.).

Однако нередко при цементировании под давлением для изоляции дефектов в верхних интервалах обсадных колонн, приуроченных к слабосцементированным высокопроницаемым участкам разреза, РИР носят затяжной характер, связаны с многократным повторением операций и не обеспечивают требуемой степени герметичности колонны после ремонта. Это объясняется тем, что тампон из цементного камня не имеет прочной опоры, так как подстилается горными породами с низкими значениями давления гидроразрыва и при опрессовке колонны разрушается. Для формирования в таких условиях высокопрочных экранов необходимы тампонажные материалы с пределом текучести, близким к давлению опрессовки обсадной колонны.

Если использование других методов, связанных с изменением конструкции скважины (спуск дополнительной колонны и др.), по условиям эксплуатации скважины невозможно, то рекомендуется после согласования с геолого-технической службой предприятия-заказчика, как исключение, снизить требования к герметичности отремонтированной колонны.

Действительно, фактический перепад давления на отремонтированный дефект при прорыве флюида из наиболее активного пласта разреза определяется как разность между внутренним и наружным давлением на колонну.

С учетом принятого коэффициента запаса прочности надежность изоляции будет обеспечена, если сформированный тампонажный экран будет отвечать нормам герметичности при избыточном давлении в колонне для опрессовки, равном:

где Рпл -- пластовое давление проявляющего пласта;

Рн -- поровое (пластовое) давление горизонта, к которому приурочен дефект колонны.

15. Технология ремонта эксплуатационных колонн стальными пластырями

Из применяемых в отечественной практике методов установка тонкостенных продольно-гофрированных стальных труб (пластырей) в большинстве случаев является наиболее перспективной, экономичной и простой.

Суть этого метода заключается в том, что продольно-гофрированный пластырь, изготовленный из тонкостенной цилиндрической трубы и покрытый герметизирующим материалом, спускают в подготовленный участок скважины на специальном устройстве и расширяют лорнирующим элементом этого устройства до сопряжения с обсадной колонной в месте ее дефекта.

Эффективность ремонта негерметичных обсадных колонн методом установки металлического пластыря на дефект зависит от качества обследования скважины с целью выявления дефекта, его местонахождения, формы и размера.

В отечественной и зарубежной практике поиск негерметичности колонны осуществляется разнообразными методами и техническими средствами, имеющими свои преимущества и недостатки.

Эффективными техническими средствами для поиска дефекта являются пакеры и самоуплотняющиеся манжеты многоразового действия различных конструкций. К недостаткам этих устройств относится то, что они не позволяют определить характер (форму и размер) дефекта.

Такие приборы, как фото- и телекамеры, дают информацию не только о глубине расположения, но и характере дефекта. Однако их широкое практическое применение -- дело будущего.

Пластырь из тонкостенной трубы ст10 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 15м, сваренный на производственной базе, а также секционный сварной пластырь большей длины, свариваемый над устьем скважины.

Предусматривается следующая последовательность операций:

· После глушения скважины поднимают НКТ и другое скважинное оборудование.

· Устанавливают в обсадной колонне на 50-100 м выше интервала перфорации цементный мост.

· При необходимости доставляют на скважину комплект НКТ или бурильных труб грузоподъемностью на 250 кН выше усилия, создаваемого весом колонны труб, спущенных до ремонтируемого интервала.

Производят гидроиспытания труб на избыточное давление не менее 15 МПа с одновременным шаблонированием их шаром диаметром не менее 36 мм.

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.

Очищают внутреннюю поверхность обсадной колонны в интервале ремонта от загрязнений гидравлическим скребком типа СГМ

Производят шаблонирование обсадной колонны:

o в колонне диаметром 146 мм используют шаблон диаметром 121 мм и длиной 400 мм;

o в колонне диаметром 168 мм используют шаблон диаметром 140 мм и длиной 400 мм;

o 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.

Замеряют внутренний периметр обсадных труб в интервале установки пластыря с помощью измерителей периметра ИП-1, опускаемых на НКТ или бурильных трубах.

Сборку и подготовку устройства для запрессовки пластыря (дорна) и продольно-гофрированных труб производят на базе производственного обслуживания.

Дорны и многолучевой продольно-гофрированный пластырь типа ПМ для ремонта эксплуатационных обсадных колонн должны соответствовать требованиям ТУ 39-01-08-466-79.

Транспортирование дорна производят в собранном виде. Запрещается сбрасывать дорны и пластыри при их разгрузке с автомашины.

Дорн должен быть оборудован клапанами для долива и слива жидкости.

При работе на загрязненных жидкостях целесообразно над дорном устанавливать пескосборник.

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.

Наружный периметр продольно-гофрированных заготовок пластыря выбирают, исходя из результатов замеров внутреннего периметра обсадной колонны и толщины стенки ее в интервале ремонта.

На производственной базе и перед спуском в скважину на наружную поверхность продольно-гофрированных заготовок пластыря наносится слой герметика.

Технология установки стального пластыря в обсадной колонне в общем, виде следующая:

· ·на устье скважины собирают дорн с продольно-гофрированной трубой;

· ·дорн с заготовкой пластыря спускают на НКТ или бурильных трубах и устанавливают в интервале нарушения обсадной колонны;

· ·соединяют нагнетательную линию со спущенной колонной труб, с помощью насоса цементировочного агрегата создают давление и производят запрессовку пластыря;

· ·приглаживают пластырь дорнирующей головкой при избыточном давлении 12 МПа не менее 4-5 раз;

· ·не извлекая дорн из скважины, спрессовывают колонну; при необходимости приглаживание повторяют;

· ·поднимают колонну труб с дорном, осваивают и вводят скважину в эксплуатацию по утвержденному плану.

16. Аварии при ремонте обсадных колонн

В процессе установки металлических пластырей на негерметичный дефект обсадных колонн возникают осложнения и аварии, для предотвращения и ликвидации которых необходимо знать виды, причины появления и пути их преодоления.

К наиболее характерным и часто встречающимся видам осложнений и аварий относятся:

негерметичность дефекта после установки пластыря;

установка пластыря не на месте дефекта;

заклинивание устройства в пластыре;

обрыв инструмента при протяжке устройства через пластырь или при посадке в колонне;

потеря устойчивости пластыря на смятие;

сползание пластыря с дефекта после его установки.

Причины, повлекшие за собой осложнения или аварии, можно разделить на три категории: технологические, технические и организационные.

Технологические причины:

1. Отсутствие или некачественное нанесение герметизирующего материала на пластырь.

2. Отсутствие сведений о форме, характере и размерах дефекта колонны.

3. Неточная информация о месте нахождения дефекта.

4. Некачественное и непрочное сопряжение пластыря со стенкой обсадной трубы при расширении пластыря малыми радиальными нагрузками. Пластырь имеет форму многогранника и продольные каналы между обсадной трубой. Калибровка пластыря -- повторные проходы расширителем -- не выполнялась.

5. Не обеспечено достаточное сопряжение пластыря с колонной на первом этапе его установки. Пластырь сползает по колонне после снятия его упора.

6. Шаблонирование колонны не производилось или производилось шаблоном другого размера.

7. Наличие смятия или значительной овальности обсадной колонны не устранено.

8. Лишнее количество повторных проходов расширителем при установке пластыря, особенно при перекрытии дефекта в виде трещины. Размер трещины увеличивается.

Технические причины:

Использование пластыря, некачественного по химическому составу, механическим свойствам, термообработке и с наличием физических дефектов (разностенность, раковины, трещины и т. п.).

Дефект колонны не перекрыт по концам или мало перекрыт пластырем.

Неправильный выбор толщины стенки пластыря.

Перекрытие дефекта, форма, размер и характер которого не предусматривают использование пластыря.

Установка пластыря на значительно прокорродировавшую стенку обсадной колонны.

Организационные причины:

Использование неисправного инструмента (устройств, насосно-компрессорных труб) и другого оборудования при ремонте скважин.

Отсутствие контрольно-измерительных приборов или пренебрежение ими.

Нарушение нормативных параметров и режимов технологического процесса и технических возможностей инструмента и оборудования.

Выполнение работ неквалифицированными кадрами.

Нарушение правил техники безопасности и утвержденных технических и организационных мероприятий по выполнению указанных работ.

17. Дополнительная герметизация эксплуатационной колонны в резьбовых соединениях путем довинчивания ее в скважине

Негерметичность резьбовых соединений обсадных труб -- одна из самых распространенных причин возникновения межколонных проявлений в газовых скважинах в период опробования и эксплуатации. Вместе с тем ликвидация перетока газа через резьбовые соединения -- очень трудоемкая операция.

Дополнительная герметизация резьбовых соединений в скважине путем исправительного цементирования, закачки различных смол и других видов ремонтных работ часто оказывается безуспешной.

В некоторых районах СНГ с целью дополнительной герметизации резьбовых соединений обсадных труб применяют метод довинчивания эксплуатационных колонн в скважинах (Ю. Д. Комнатный и др.).

Относительно высокий процент полученных положительных результатов дает основание рекомендовать его для дальнейшего применения в практике строительства нефтяных и газовых скважин. При этом в первую очередь следует повышать герметичность резьбовых соединений обсадных труб за счет применения специальных уплотнительных резьбовых смазок, внедрения новых типов высокогерметичных резьбовых соединений обсадных труб, безрезьбовых соединений и т. п.

Если негерметичные резьбовые соединения находятся выше цементного кольца, то в большинстве случаев довинчиванием удается восстановить их герметичность.

Вследствие того, что в верхней части цементного кольца расположены значительные зоны включений бурового раствора, цементный камень, как правило, неоднороден и часто имеет меньшую прочность по сравнению с прочностью основной массы, вначале удается вращать колонну на некотором участке в цементном камне или вместе с ним при необходимом крутящем моменте. При довинчивании резьбовых соединений происходит укорочение колонны; соединительные муфты и трубы все больше защемляются в уплотняющемся камне и воспринимают на себя все большую часть крутящего момента. Вследствие ограничения в осевом перемещении муфт создаются дополнительные осевые усилия в резьбовых соединениях, для дополнительного крепления которых в свою очередь требуются большие крутящие моменты. В результате этого основная цель -- повышение герметичности резьбовых соединений -- не всегда достигается. К моменту обнаружения негерметичности резьбовых соединений нередко буровое оборудование оказывалось частично или полностью демонтированным.

Для выполнения операций по довинчиванию колонны в подобных случаях необходимо заглушить скважину закачкой воды или бурового раствора, демонтировать фонтанную арматуру, установить вышку, ротор, привод ротора, демонтировать колонную головку. После довинчивания колонны устье скважины следует вновь оборудовать колонной головкой и фонтанной арматурой, а буровое оборудование демонтировать. Это связано со значительными и излишними затратами средств и времени. Поэтому на Кубани было признано более целесообразным применять профилактическое довинчивание эксплуатационной колонны в скважине после ОЗЦ до оборудования устья колонной головкой. В случае двухступенчатого цементирования довинчивание колонны осуществляется после затвердения цементного раствора нижней ступени.

Метод профилактического довинчивания эксплуатационных колонн сравнительно прост, не требует существенных дополнительных затрат средств и времени и вместе с тем очень эффективен.

Для устранения негерметичности эксплуатационной колонны в скважину спускается пакер, демонтируется арматура, устанавливается катушка на доворот колонны. Пакер садится на нижнюю трубу эксплуатационной колонны не прихваченную цементом или обвалом горной породы. На катушку наматывается трос, с помощью бульдозера производят доворот колонны до появления реактивного момента. Вращение насосно-компрессорных труб с пакером свидетельствует о довороте нижней не прихваченной трубы эксплуатационной колонны.

Список литературы

1. Басарыгин Ю. М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учеб, для вузов/Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. - Краснодар: «Сов. Кубань», 2002. - 584 с.

2. Кагарманов И.И., Дмитриев А.Ю. Ремонт нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие. - Томск: Изд-во ТПУ, 2007 - 280 с.

3. Блажевич В.А, Уметбаев В.Г. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. - М.:Недра, 1985 - 208 с.

4. Уметбаев В.Г. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы. - Уфа: Башнефть, 2000. -- 424 с.

5. Умралиев Б.Т., Ермеков М.М. Капитальный ремонт скважин - Павлодар: Арман-ПВ, 2004. -- 288 с.

6. Вакула Я.В. Ремонт скважин - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2008. - 472с.

7. Журнал "Территория Нефтегаз".

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

  • Выявление негерметичности крепи скважины. Виды водопритоков и методы их изоляции при РИР. Требования к водоизолирующим композициям. Установка цементных мостов. Изоляция сквозных дефектов обсадных колонн. Выбор тампонажных материалов и их характеристики.

    шпаргалка [60,3 K], добавлен 09.12.2011

  • Выбор секции обсадной эксплуатационной колонны из условия внешнего давления и собственного веса. Расчет веса обсадной колонны. Технические характеристики буровой установки. Вывод о резерве производительности. Мощность силового привода бурового насоса.

    курсовая работа [328,8 K], добавлен 02.06.2015

  • Проектирование конструкции нефтяных скважин: расчет глубины спуска кондуктора и параметров профиля ствола. Выбор оборудования устья скважины, режимов бурения, цементирующих растворов и долот. Технологическая оснастка обсадных и эксплуатационных колонн.

    дипломная работа [2,8 M], добавлен 19.06.2011

  • Измерение кривизны ствола скважины. Построение инклинограммы и геологических карт. Проведение измерения диаметра скважины. Возможные причины повреждения обсадных колонн. Определение места нарушения колонны. Исследование скважин по шумовым эффектам.

    реферат [5,6 M], добавлен 27.12.2016

  • Обоснование диаметра эксплуатационных колонн, определение зон совместимости, количества обсадных колонн и глубин их спуска. Выбор способа цементирования и тампонажного материала. Определение экономической эффективности проекта крепления скважины.

    дипломная работа [1,8 M], добавлен 26.10.2014

  • Принципы проектирования конструкции скважины, обоснование ее конструкции и плотности бурового раствора по интервалам бурения. Расчет диаметров долот и обсадных колонн. Требования безопасности и защита окружающей среды при применении промывочной жидкости.

    курсовая работа [196,8 K], добавлен 12.03.2013

  • Обоснование и проектирование конструкции скважины. Обоснование состава технологической оснастки компоновки обсадной колонны, способа и режима ее спуска. Способы контроля качества цементирования. Вопросы техники безопасности при заканчивании скважин.

    курсовая работа [472,4 K], добавлен 13.07.2010

  • Забой скважины с цементировочной пробкой. Основные факторы, определяющие качество цементирования обсадных колонн, фактическая высота подъема цемента в затрубье. Оценка качества сцепления в интервалах плотных отложений. Примеры интерпретации АКЦ.

    презентация [5,2 M], добавлен 16.10.2015

  • Вскрытие продуктивного пласта. Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска. Выбор диаметров обсадных колонн и долот, буровых растворов и их химическая обработка по интервалам. Параметры бурового раствора. Гидравлический расчет цементирования.

    дипломная работа [949,7 K], добавлен 13.07.2010

  • Типы обсадных колонн, устройство и конструкция скважины. Принципы и порядок ее проектирования. Роли обсадных колонн, кондуктора и хвостовика. Промежуточная (техническая) и эксплуатационная колонна. Отношение давления при проливе глинистого раствора.

    презентация [517,1 K], добавлен 16.10.2013

  • Проектирование и разработка нефтяных месторождений. Эксплуатационный фонд скважин. Однокорпусная колонная обвязка. Обвязка для двух обсадных колонн. Оборудование устьевой колонной обвязки. Конструкция забоя скважины. Корпусной кумулятивный перфоратор.

    презентация [2,5 M], добавлен 14.09.2015

  • Первичный, вторичный и третичный способы разработки нефтяных и газовых месторождений, их сущность и характеристика. Скважина и ее виды. Наклонно-направленное (горизонтальное) бурение. Искусственное отклонение скважин. Бурение скважин на нефть и газ.

    курсовая работа [1,8 M], добавлен 18.12.2014

  • Буровые вышки и сооружения. Талевая система. Буровые лебёдки. Роторы. Буровые насосы и оборудование циркуляционной системы. Вертлюги. Ознакомление с бурением скважин кустами. Спуск и цементирование обсадных колонн. Вскрытие и опробование.

    отчет по практике [1,3 M], добавлен 11.10.2005

  • Литолого–стратиграфическая характеристика разреза скважины. Обоснование конструкции скважины на данной площади. Оборудование устья скважины и технологическая оснастка обсадной колонны. Подготовка ствола к спуску, спуск и расчет обсадных колонн.

    курсовая работа [2,6 M], добавлен 13.07.2010

  • Критерии выделения эксплуатационных объектов. Системы разработки нефтяных месторождений. Размещение скважин по площади залежи. Обзор методов увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт скважин. Сбор и подготовка нефти, газа, воды.

    отчет по практике [2,1 M], добавлен 30.05.2013

  • История развития и формирования одной из крупнейших нефтяных компаний России "Татнефти". Мероприятия по охране окружающей среды при бурении скважин. Проектирование конструкции скважины. Технология, обоснование и расчет профиля скважины и обсадных колонн.

    курсовая работа [158,9 K], добавлен 21.08.2010

  • Изучение технологических процессов бурения нефтяных и газовых скважин на примере НГДУ "Альметьевнефть". Геолого-физическая характеристика объектов, разработка нефтяных месторождений. Методы увеличения производительности скважин. Техника безопасности.

    отчет по практике [2,0 M], добавлен 20.03.2012

  • Физические основы метода естественного электрического поля, записываемые кривые и их интерпретация. Определение дефектов обсадных колонн. Типичные диаграммы электрического и ядерного методов ГИС. Определение пористости по данным гамма-гамма-метода.

    контрольная работа [419,7 K], добавлен 04.01.2009

  • Внешне оптимистичные и проблемные тенденции в разработке нефтяных месторождений. Нарушения проектных систем разработки. Методы и основные направления повышения эффективности разработки нефтяных месторождений и обеспечения стабильной добычи нефти.

    презентация [259,8 K], добавлен 30.03.2010

  • Географо-экономическая характеристика Приобского месторождения. Горно-геологические условия, ожидаемые осложнения, их характеристика. Проектирование профиля и конструкции скважины. Расчёт обсадных колонн. Вторичное вскрытие пласта. Объемы отходов бурения.

    дипломная работа [2,9 M], добавлен 17.02.2016

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.