Технология капитального ремонта скважин

Забуривание через окно в обсадной колонне производят в три этапа: установка клинового отклонителя, фрезерование окна и забуривание бокового ствола.

При создании щелевидного окна применяют, как правило, стационарные отклонители. Наибольшее применение получили клиновидные отклонители. Такие отклонители фиксируются в колонне на расчетной глубине и опираются на цементный мост



До начала проведения работ по вырезке окна необходимо провести ряд подготовительных работ:

Определить состояние скважины, спуск шаблона. Как пример для 168мм колонны

Проверяют проходимость долота до места установки цементного моста

Делают запись локатора муфт

Записывают цементометрию за колонной

Определяют наличие воды

Производят установку цементного моста

Выдерживают ОЗЦ

Обрабатывают голову цементного моста долотом

Производят сборку отклоняющей копановки (клина) которая включает в себя магнитный переводник.

Производят ориентированный спуск и установку отклоняющей компоновки

Вырезку окна производят при помощи следующего КНВК:

райбер - фрез 168

УБТ 108

ТБПВ 73мм



Для очистки скважины от металлической стружки прокачивают две порции вязкой пачки (6м3) с условной вязкостью 45 секунд и спускают на клин магнитный фрез.



Как уже говорилось ранее существует большая проблема фиксации клина - отклонителя в заданном направлении. Предложена технология полного цементирования клина - отклонителя.

Вырезание секции э/колонны с помощью раздвижных вырезающих устройств

Образование участка сплошного фрезерования в обсадной колонне позволяет упростить забуривание дополнительного ствола. Для этой цели применяют раздвижные фрезеры (труборезы). Эффективность применения раздвижных фрезеров определяется качеством режущего органа, эффективностью резания, стойкостью к ударным нагрузкам, износостойкостью. В тоже время от конструктивных особенностей самого инструмента (простота, надежность, практичность) зависит проведение работ без осложнений, аварий.

В зависимости от способа и принципа действия трубореза, а также механизма приведения режущих органов в рабочее или транспортное состояние их можно разделить на следующие группы:

Гидравлические

Гидромеханические

Механические

Электромеханические

Принцип действия труборезов гидравлического действия основан на передаче давления промывочной жидкости внутренним узлам, обеспечивающих раздвижение или сдвижение режущих органов. Гидравлическими обычно называют инструмент, в котором один из его механизмов совершает гидравлическое действие, а другой механическое (например возврат рабочих органов в транспортное положение)

Труборезы механического и электромеханического действия не получили широкого распространения из - за сложности и невысокой надежности механизма раскрытия рабочих органов.

Для успешного проведения работ по удалению секции колонны и забуриванию дополнительного ствола необходимо решить несколько актуальных задач:

Выбор интервала забуривания бокового ствола

Определение геометрических размеров отклоняющих компоновок

Определение минимально допустимой длины окна

Выбор оптимального режима резания колонны

Установка цементного моста в интервале забуривания

Выбор технологии забуривания бокового ствола

Схему и технологию крепления бокового ствола

При выборе интервала забуривания бокового ствола из обсаженной скважины необходимо руководствоваться следующими соображениями:

Окно должно находится на достаточной высоте от продуктивного горизонта для набора необходимых параметров кривизны. Высота зависит от заданного смещения новой проектной точки от старого забоя и наличие у исполнителя отработанных компоновок для безориентированного управления величиной зенитного угла при бурении скважин малого диаметра. Необходимо иметь в виду, чем меньше величина отхода, тем ниже стоимость работ по бурению второго ствола.

Выбирать участок вырезания колонны необходимо в интервале качественного цементного кольца за колонной и в интервале устойчивых пород, не склонных к поглощению промывочной жидкости и обвалообразованию. При прочих равных условиях необходимо отдавать предпочтение породам которые содержат меньше абразива во избежание преждевременного износа рабочих органов трубореза.

При вырезании участка колонны необходимо учитывать конструктивные особенности резцов не позволяющие продолжительно работать в не отцентрированной колонне. Как правило секцию колонны вырезают от муфты до муфты. Однако в следствии несеметричности колонны относительно оси скважины. особенно в средней части трубы, она максимально приближена к нижней стенке скважины (в данном случае муфты колонны играют роль центраторов) Поэтому в процессе вырезания при подходе к середине трубы наблюдается уменьшение скорости фрезерования и повышается износ резцов. Кроме того присутствие в верхней части окна короткого патрубка и муфты могут привести к отвинчиванию последних и потере пробуренного участка.

Исходя из изложенного предпочтительнее производить вырезание секции от середины трубы до середины. При этом удаление муфтовой части, как правило не чем не отличается от удаления тела трубы из - за повышенного износа по породе.

Особое внимание в процессе фрезерования необходимо уделить режиму резания. Необходимо постоянно осуществлять контроль за выносом шлама из скважины. По наличию в шламе цементного камня определяется достоверность удаления колонны.

Осевую нагрузку необходимо подбирать таким образом, чтобы металлическая стружка имела минимальные размеры и хорошо вымывались промывочной жидкостью. Наличие металлической стружки больших размеров может привести к прихвату инструмента.

После окончания работ по вырезанию окна и подъема вырезающего устройства, необходимо по характеру износа ножей определить достоверность удаления секции колонны. Если возникают какие либо сомнения, необходимо провести исследования микро каверномером.

Представленное на рисунке вырезающее устройство предназначено для сплошного фрезерования участка э/колонны.

Отличительные особенности разработанной конструкции от ранее известных видов следующие :

Применены новые механизмы возврата резцов в транспортное положение и ограничитель их раскрытия на заданный диаметр

Соединение поршня 5 с толкателем 8 выполнено с помощью резьбы МК 50х4х1:16, в результате чего повысилась надежность работы этого узла. Усилено уплотнение поршня резиновым кольцом 6.

Снижена масса резца за счет уменьшения его длины и сечения, что повысило его продольную устойчивость.

Применены лопастные центраторы

Применена пластинчатая пружина, которая повышает надежность работы возвратного механизма.

После спуска инструмента на необходимую глубину во внутреннюю полость закачивают промывочную жидкость под давлением приблизительно 10МПа. Жидкость воздействует на подпружиненный поршень 5, заставляет перемещаться шток 8 и наконечник 22. Последний своей конусообразной поверхностью отжимает пять резцов 21. выводя их в рабочее положение.

Фрезерование производится постепенной подачей инструмента при постоянном давлении нагнетания промывочной жидкости. При завершении процесса давление жидкости сбрасывается и поршень 5 под действием пружины 7 возвращается в исходное положение, а наконечник 22 своим верхним уступом упирается в эксцентрик 20 и возвращает резцы в транспортное положение.

Крепление боковых стволов

Типичная компоновка потайной обсадной колонны показана на рисунке Колонна 8 спускается в скважину на инструменте 3 (равнопроходных трубах с внутренним диаметром 73 мм), который соединен на устье с цементировочной головкой 1. В головке устанавливается продавочная пробка для инструмента (верхняя часть секционной пробки) 2. Инструмент и колонна соединены разъединителем 4, в котором размещается нижняя часть секционной пробки 5. Далее устанавливается якорь 6, межколонный пакер 7, центраторы 9, «стоп» кольцо 10, обратный клапан 11, башмак 12. Для конкретной скважины оснастка колонны может дополняться или сокращаться. Длина колонны должна равняться длине бокового ствола плюс 50 - 100 метров, головная часть хвостовика должна находится выше места зарезки. При наличии заколонного пакера эта высота может составить 30 - 50 метров. Центраторы на колонне устанавливают исходя из конкретных геологических условий.

Разъединитель предназначен для спуска, цементирования и последующего отсоединения хвостовика от бурильного инструмента. Резьбовой разъединитель рекомендуют применять при длине хвостовика 300 метров и более.

Технология спуска и крепления хвостовиков при сплошном цементировании заколонного пространства.

При проектировании строительства бокового ствола производится расчет проходимости колонн - хвостовиков. Типичная колонна показана на рисунке

Подготовка бокового ствола к спуску хвостовика является важной и ответственной операцией, которая определяет в конечном итоге успех и качество крепления хвостовика.

В процессе бурения бокового ствола вскрытые зоны поглощения / проявления должны быть ликвидированы в соответствии с действующими инструкциями.

Боковой ствол прорабатывается компоновкой инструмента, жесткость которого должна быть больше жесткости хвостовика. Для максимального удаления шлама из ствола в процессе проработки, стараются поддерживать турбулентный режим течения бурового раствора в затрубном пространстве. Если позволяет прочность труб и кривизна скважины, то необходимо производить вращение и расхаживание бурильного инструмента. Данная операция способствует лучшему удалению шлама.

При малых кольцевых зазорах (9 - 14мм) между стенками скважины и стенкой хвостовика необходимо произвести расширку бокового ствола.

При большой интенсивности изменения кривизны ствола (более 2 на 10 метров) и осложненности стенок скважины, боковой ствол дополнительно шаблонируют спуском секции обсадной трубы (30 - 50 метров)

Промывка скважины перед цементированием осуществляется при турбулентном режиме течения бурового раствора не менее двух циклов.

Для предотвращения нарушения устойчивости стенок скважины, снижения эффекта свабирования и снижения давления на продуктивный пласт в связи с малым зазором скорость спуска должна быть ограничена до следующих значений:

0,2 - 0,8 м/с при спуске до устья бокового ствола

0,1 - 0,5 м/с при спуске в боковом стволе

Порядок дальнейших работ по спуску хвостовика сводится к следующим операциям:

спускают хвостовик, подсоединяют разъединитель колонн, доливают колонну промывочной жидкостью и фиксируют вес колонны по индикатору ГИВ-6. Под разъединителем на первой трубе должен быть установлен центратор.

Соединяют разъединитель с бурильным инструментом и продолжают спуск колонны. При обнаружении посадки производят промывку с расхаживанием. В случае отрицательного результата производят полный подъем хвостовика и готовят боковой ствол заново.

При спуске хвостовика запрещается его вращение

При подходе хвостовика к забою давление промывки не должно превышать давления открытия промывочных окон минус 2 МПа. Значение уточняется с учетом характеристик разъединителя, указанных в паспорте.

Обеспечивают подгонку колонны из расчета, что верхний срез колонны над столом ротора должен быть не более 0.5 - 1.2 метра . Производят посадку колонны на стол ротора с помощью элеватора.

После промывки скважины закрепить цементировочную головку с переходным квадратом. Установить в ней верхнюю продавочную пробку.

Порядок цементирования хвостовика:

Закачивают в скважину буферную жидкость соответствующей рецептуры в расчетном объеме. По имеющимся рекомендациям буферная жидкость должна занимать не менее 10% длины цементируемого заколонного пространства.

Затворяют цемент в расчетном объеме и согласно разработанным рецептурам

По окончанию закачивания цементного раствора в скважину освобождают из цементировочной головки верхнюю пробку и производят закачку продавочной жидкости. При стыковке верхней продавочной пробки с нижней происходит скачек давления на 3 МПа, срезаются шпильки , удерживающие пробку в корпусе разъединителя и далее движение происходит в состыкованном виде (верхней и нижней пробки) и продавка продолжается на расчетный объем до получения давления «стоп».

Для повышения качества цементирования, при большой кривизне ствола (более 2 на 10 метров) небольшой длине хвостовика менее 300 метров, рекомендуется производить расхаживание хвостовика в процессе цементирования. Расхаживание производится на 1.5 - 3.0 метра при минимальной скорости подачи инструмента

Пакерование и подвеска хвостовика производится повышением давления до 10 МПа. При этом срезаются штифты и выдвигаются шлипсы якоря, разгружают колонну на 20 - 30 кН по показаниям ГИВ, после чего необходимо убедится в заклинивании якоря. Дальнейшим повышением давления до 16 МПа производят пакеровку заколонного пространства. Пакер должен быть установлен от верхней кромки окна не менее 10 метров.

Разъединение хвостовика и бурильного инструмента при помощи цангового разъединителя производится следующим образом:

Повышают давление до указанной в инструкции величины, выдавливают заглушки промывочных окон разъединителя. Создают циркуляцию

Отвинчивают цементировочную головку и спускают в колонну запорную пробку

Навинчивают ведущую трубу, подвешивают колонну, по истечении 20 минут срабатывает разъединитель, что отмечается падением веса на ГИВ.

Приподнимают инструмент, создают циркуляцию на малой скорости, следя за давлением: скачек выше 8 МПа и мгновенная пульсация циркуляции информирует о разъединении.

В случае применении резьбового разъединителя работы проводятся следующим образом:

По окончании затворения и закачки цементного раствора в скважину, освобождают из цементировочной головки верхнюю пробку и нагнетают продавочную жидкость. Фиксируют скачек давления при стыковке верхней и нижней пробки

Продолжают продавку до получения сигнала «стоп». При этом давление должно превышать рабочее давление цементирования на 2 - 3 МПа. Проверяют работу обратного клапана. Подвешивают и запакеровывают хвостовик.

Присоединяют ведущую трубу и разгружают инструмент на величину веса хвостовика. Вращают инструмент в правую сторону на 20 - 30 оборотов. Фиксируют отсоединение по падению веса на ГИВ, появлению циркуляции с уменьшиной величиной давления.

Заключительные работы проводятся по следующей схеме:

После ОЗЦ (в течении 1 суток) разбуривают цементный стакан, оставшийся после срезки цементного раствора на голове хвостовика и промывают скважину до забоя

Проводят геофизические работы по определению качества цементного камня за колонной, АКЦ

Производятся работы по вторичному вскрытию продуктивного пласта согласно утвержденного плана

Оформляют документацию

Техника и технология ловильных работ.

В процессе ремонтных работ на нефтяных, газовых скважинах из-за нарушения технологических процессов происходят аварии, связанные с поломкой и срывом резьбы в НКТ, падением посторонних предметов в скважину, нарушением целостности обсадных колонн. Прежде чем приступить к ликвидации той или иной аварии, необходимо ее проанализировать. При этом всегда надо помнить, что применение несоответствующего аварийного инструмента приводит к усугублению аварии.

В любом случае при подозрении на поломку бурильного инструмента или НКТ в скважине бурильщик обязан немедленно приступить к подъему труб.

Перед спуском ловильного инструмента в скважину составляют эскиз общей компоновки ловильного инструмента и ловильной части с указанием основных размеров.

Длина спускаемой бурильной колонны с ловильным инструментом должна подбираться с таким расчетом, чтобы ловильный инструмент крепился ротором, причем в плашках превентора должна находится бурильная труба, соответствующая размеру плашек, а в роторе ведущая. При подъеме ловильного инструмента с извлекаемыми трубами развенчивание замковых соединений производят машинными ключами, а затем вручную.

При работе с любым инструментом необходимо помнить, что, прежде чем спустить его в скважину, надо знать, как его извлечь оттуда в случае аварии. Ловильный инструмент служит для извлечения из скважины аварийных труб НКТ, бурильных труб, кабеля и других предметов или для обработки их поверхности. К таким инструментам относятся печати, труболовки, метчики, колокола, ловители, яссы, райберы, фрезеры.

Печать

Для определения местоположения и состояния оставшихся в скважине предметов, а также для оценки состояния э/колонны применяют печать.

Конструкции печатей различны. Известны такие печати, как плоская, конусная, универсальная, объемная.

Плоская печать предназначена для получения отпечатков предметов, находящихся в скважине. Диаметр цилиндрической части свинцовой оболочки должен быть меньше внутреннего диаметра колонны на 10 - 15 мм.

Конусная печать предназначена для получения отпечатков стенки колонны, участков смятий, трещин. Свинцовую оболочку этой печати изготавливают таким образом, чтобы диаметр широкой части был на 10 мм меньше внутреннего диаметра обследуемой колонны, а нижняя часть на 50 мм меньше широкой части.

Универсальная печать ПУ-2 в отличие от свинцовых имеет алюминиевую оболочку



и состоит из корпуса 3, представляющего собой цилиндрическое тело, на верхнем конце которого имеется конусообразная резьба под переводник 9. На утолщенную часть корпуса снизу одевают сменный резиновый стакан 1 и алюминиевую оболочку 2. Стакан удерживается четырьмя винтами. К цилиндрической части приварена шпонка 4, а выше нарезана трапециидальная резьба, в которую ввинчивается гайка 6. Зажимное устройство - гайка и наживная втулка 5, при вращении гайки 6 последняя толкает нажимную втулку и тем самым приводит ее в поступательное движение. Для предотвращения самопроизвольного отвинчивания гайки 6 и освобождения алюминиевой оболочки предусмотрена контргайка 8 с шайбой 7. Сжимающая нагрузка передаваемая на печать составляет 1.5 - 2 тонны, что вполне достаточно для получения качественного оттиска.

Гидравлическая печать ПГ 146 - 1 применяется для обследования колонн диаметром 146 мм.

В отличие от других конструкций она позволяет получить более четкое представление о характере повреждения колонны на всей площади соприкасающихся поверхностей резинового элемента с обсадной колонной.

В НКТ, на которых спускают печать нагнетают промывочную жидкость. Проходя через отверстия «А», просверленные во внутренней трубе, раствор попадает на резиновый элемент, который плотно прижимается к внутренней стенке колонны. Давление доводят до 1,2 МПа, выдерживают 5 минут, а затем уменьшают до атмосферного и после чего печать поднимают на поверхность.

В начале 80-х годов была разработана объемная печать, которая показана на рисунке

Она состоит из корпуса 1, переходника 2, винтов 3, стопорной плиты 5, эластичной прокладки 6, направляющей плиты 7 и стержней 8.

Корпус представляет собой полую цилиндрическую деталь с замковой резьбой на одном конце и отверстиями с резьбой на другом, служащими для присоединения сменных переходников и плит с прокладками. Из за трудоемкости изготовления корпуса переходника предложено один корпус использовать для печатей разных размеров. Для этого между корпусом и направляющими плитами 7 устанавливается переходник 2, благодаря чему обеспечивается плавный переход от корпуса к печати.

Плиты крепятся к корпусу болтами. На плитах через 10мм сверлят отверстия. Между плитами устанавливают резиновую прокладку, которая удерживает перемещение стержней при отсутствии механического воздействия. Стержни начинают перемещаться при приложении нагрузки в 2 тонны и при перемещении стержни создают объемное очертание предмета.

Труболовка

Труболовка предназначена для ловли НКТ. Их выпускают с резьбой правого и левого направлений. Труболовки с резьбой правого направления служат для извлечения колонны захваченных труб целиком, а с резьбой левого направления - для извлечения труб по частям, путем их отвинчивания.

Труболовки внутренние захватывают трубы за их внутреннюю поверхность, а наружные - за наружную поверхность или муфту. Труболовки внутренние и наружные подразделяются на освобождающиеся и неосвобождающиеся.

Внутренние труболовки неосвобождающиеся имеют только механизм захвата плашечного типа, а освобождающиеся имеют механизм фиксации плашек в освобожденном состоянии. Освобождение труболовки с плашечным клиновым захватом осуществляется путем резкого спуска колонны труб, что приводит к утапливанию плашек и фиксации их в этом положении.

При использовании освобождающихся труболовок с плашечными захватами надо очень осторожно выбирать величину растягивающих усилий. Оптимальное значение этих усилий, которое обеспечивает надежное сцепление плашек следующее:

Растягивающая нагрузка (т)	20-30	50-60	70-80	100	100-120
Условный диаметр НКТ (мм)	60	73	89	102	114



Внутренние освобождающиеся труболовки выпускаются с гидравлическим (ТВГ) и механическим (ТВМ) принципами действия.

Труболовка ТВМ - 1 состоит из механизма захвата и фиксации плашек в освобожденном состоянии. Механизм захвата в нижней части труболовки изготовляют двух видов: одноплашечный (ТВМ - 60 -1) и шестиплашечный (ТВМ - 73-1; 89-1; 102-1; 114-1)

Стержень шестиплашечного механизма захвата имеет шесть наклонных плоскостей, расположенных в два яруса и смещенных друг относительно друга на 60. Посредине каждой плоскости предусмотрены продольные выступы типа «ласточкин хвост», по которым в вертикальном направлении синхронно перемещаются плашки 8 с плашкодержателем 7. Перемещение плашек ограничивается в верхнем положении упором в их заплечник стержня, а в нижнем - упором в торец наконечника 9.

Механизм освобождения состоит из корпуса 3, фиксатора 4, плашкодержателя 7, тормозного башмака 6.



Фиксатор имеет наружную трапециидальную резьбу и два паза прямоугольного сечения, при помощи которых он может перемещаться вдоль шпонок, закрепленных на стенке 2. При этом фиксатор может ввинчиваться в корпус и вывинчиваться из него полностью до упора в бурт стержня, удерживая плашки в зафиксированном положении. Корпус представляет собой полый цилиндр, на верхнем конце которого нарезана трапециидальная резьба для присоединения фиксатора и крышки, а на нижнем - цилиндрическая резьба для соединения с ниппелем 5 и тормозным башмаком с радиальными зубьями на торце. На верхний конец корпуса навинчивают муфту 1.

Ловильные работы труболовкой производят в следующей последовательности.

После проверки работы механизмов захвата и освобождения труболовку спускают на бурильных трубах без вращения во избежания срабатывания механизма фиксации плашек в освобожденном положении.

За 30 метров до верхнего конца аварийной трубы восстанавливают циркуляцию и с циркуляцией спускают труболовку до головы аварийной трубы.

Контролируя показания ГИВ, медленно вводят труболовку внутрь аварийной трубы и фиксируют момент посадки инструмента. Расхаживанием в пределах грузоподъемности труболовки поднимают захваченные трубы.

В случае, если колонну труб поднять невозможно, ее отворачивают вращением ротора против часовой стрелки для левой труболовки и по часовой для правой.

Труболовки для НКТ (Румыния)

Труболовки румынского производства освобождающиеся выпускаются для ловли НКТ диаметром 60.2 мм; 73 мм; 88.9 мм; 101.6 мм; 114.3 мм.



Труболовка состоит из следующих частей: корпуса 2, на котором монтируются плашки с зубьями. На корпусе имеется обойма 3, на которой крепится пружина 5.

На наружной головке труболовки имеется направляющая головка 6, закрепленная на корпусе труболовки предохранительным винтом. В верхней части корпуса 2 имеется специальный замок 1, обеспечивающий присоединение труболовки к НКТ.

Перед спуском труболовки в скважину проверяют ее работу. По достижению головы аварийных труб восстанавливают циркуляцию и вводят труболовку в аварийные трубы, наблюдая за повышением давления на насосе и снижение веса на ГИВ. После того как труболовка зайдет в НКТ пружина будет соприкасаться с внутренней стенкой НКТ.

Обойма с плашками имеет тенденцию к остановке из-за трения пружины 5 о внутреннюю поверхность труб. Таким образом плашки находятся в верхней части корпуса и позволяют провести их зарядку при помощи вращения и вытягивания. Колонну вращают на Ѕ оборота влево. При перемещении труболовки вверх плашки скользят по наклонной поверхности корпуса и крепятся к внутренней поверхности трубы.

Захваченные трубы НКТ вытягивают с усилием, не превышающим рабочую нагрузку на труболовку.

Труболовка наружная типа М1 (Румыния)

Труболовка наружная типа М1 показана на рисунке

Она состоит из патрубка 1, имеющего в верхней части присоединительную резьбу для наворота на бурильные трубы, в нижней части для соединения с корпусом 14. В нижней части корпуса имеется резьба, в которую ввинчивается муфта 15, внутри которой есть прокладка 16 и протектор 17. В нижнюю часть муфты ввинчивается башмак 18. Внутри корпуса устанавливаются плашка 13 и распорка 10, которые закреплены муфтой 8. Внутри муфты находится пружины 7. Муфта 8 крепится к втулке 3 двумя винтами 6. На наружной части втулки 3 имеется пускатель 4. Напротив канавок имеется два штифта 5.

Собирается труболовка следующим образом: в корпус вводится плашка 13, которая предварительно собирается с кольцом 12 и заклепкой 11. Внутри плашки вводится распорка 10, которая ввинчивается в муфту 8 и стопорится винтом 9, после чего плашки крепятся к муфте. Внутри муфты устанавливается пружина 7 и втулка 3, которые крепятся к муфте винтом 6. Штифт 5 устанавливается в муфте и вводится пускатель 4. Втулка 5 ввинчивается в патрубок 1 и стопорится винтом 2. Патрубок 1 ввинчивается в корпус 14.

Перед спуском в скважину труболовку проверяют и смазывают. Перед тем как накрыть аварийное НКТ, осторожно допускают труболовку и контролирую по ГИВ посадку, применяют усилие на труболовку с тем, чтобы верхняя часть аварийных НКТ вошла внутрь труболовки и нажала на распорку. При этом штифты входят в канавку, а плашки скользят вниз на конусную часть труболовки и захватывают трубу.

Если трубы не извлекаются, снова применяют усилие на труболовку, плашки при этом втягиваются вверх и труболовка освобождается.

Метчики

Метчики предназначаются для ловли и извлечения из скважины аварийных труб. Метчики делят на универсальные и специальные.

Метчики бурильные универсальные МБУ применяются для захвата колонны ввинчиванием в тело трубы.

Метчики специальные замковые МСЗ используют для захвата трубы ввинчивая в замковую резьбу.

Метчики каждого типа изготовляют в зависимости от назначения с правой и левой резьбой. Метчики с правой резьбой применяют для извлечения колонны труб целиком. Метчики с левой резьбой для отвинчивания и извлечение труб по частям.

Метчики обычно применяют в тех случаях, когда в ходе ликвидации аварии требуются большие крутящие моменты и расхаживание бурильной колонны.

Порядок проведения ловильных работ метчиком следующий. Не доходя 3-5 метров до головы аварийной трубы, восстанавливают циркуляцию, уточняют вес колонны по ГИВ и давление на насосе. При допуске бурильных труб с метчиком к голове аварийной трубы давление на насосе увеличивается и снижается вес колонны.

Медленным вращением ротора (на 2 - 3 оборота) с нагрузкой 10 - 20 кН закрепляют метчик. После этого метчик докрепляют до отдачи с нагрузкой 20 - 30 кН

Колокола ловильные

Ловильные колокола предназначаются для ловли оставшихся в скважине колонны бурильных труб за конец трубы (целой или сломанной). Колокола изготавливают с резьбой типа К и КС, а также гладкие.

Колокола ловильные типа К предназначены для извлечения оставшихся в скважине колонны труб с захватом их посредством навинчивания по наружной поверхности. Колокола изготавливают по ОСТ - 26 - 02 - 1275 - 75. В верхней части колокола нарезается резьба замковой муфты. А во внутренней - внутренняя ловильная резьба. Снаружи резьба для соединения с направляющей юбкой.

Ловильную резьбу цементируют на глубину 0.8 - 1.2 мм с последующей закалкой и отпуском до твердости HRC = 56 - 62.

Колокола изготавливаются как с правыми резьбами, так и с левыми из стали марки 203. Ловильные работы с колоколом не отличаются от ловильных работ с метчиком.

Колокол КС - кованный стальной патрубок специальной формы. На его внутреннем верхнем конце нарезана резьба муфты замка для соединения с колонной бурильных труб. Внутри нижней половины патрубка нарезана ловильная резьба специального профиля, отличающаяся от профиля резьбы НКТ углом при вершине ниток резьбы (8 - 10 ниток на 25 мм резьбы, конусностью 1:16). Для выхода стружки на внутреннюю поверхность колокола делают 4-5 продольных канавок.

Конструкция колокола типа КС допускает пропуск через него сломанной трубы. Ловильные работы с колоколом типа КС аналогичны как и с колоколом типа К

Колокола гладкие.

Для извлечения труб всех видов и размеров , а также соединения с предметами, которые имеют круглое сечение применяют гладкие колокола

Гладкий колокол представляет собой колокол с внутренней конической поверхностью от 030' до 5, но без ловильной резьбы. Величину конусности выбирают в зависимости от твердости поверхности извлекаемого предмета на участке захвата колоколом. Чем тверже поверхность, тем меньше угол конусности.

Ловильные работы гладким колоколом проводятся следующим образом. Колокол спускают в скважину на бурильных трубах и останавливают на расстоянии 3-5 метров до верха аварийной трубы. После восстановления циркуляции колокол допускают и заводят на него извлекаемые трубы или предмет, о чем говорит рост давления на насосе. Нагружают колокол на 10 кН проворачивают колонну на 15 - 20 оборотов и производят плавное нагружение колокола до 300 - 500 кН, не превышая однако предельные нагрузки на разрыв тела колокола.



Ерш

Ерш служит для ловли оставшегося в скважине каротажного кабеля. На рисунке показана самая простая конструкция ерша - на металлический стержень наварены крючки в шахматном порядке и в верхней части его воронка, расположенная на 30 см выше крючков.

Воронка центрирует ерш и заставляет кабель спускаться вниз, нет возможности кабелю перепасоваться на инструмент и заклинить его. Воронка имеет несколько отверстий для прохождения жидкости. Диаметр ерша должен быть не менее 35 мм, а диаметр воронки на 50 мм меньше внутреннего диаметра скважины. Длина ерша может быть 1.5 - 2 метра.

В процессе работы на ерш передают нагрузку 10 - 20 кН. Затем приподнимают инструмент, проворачивают его на Ѕ - 1/3 оборота и вновь опускают. Эту операцию выполняют несколько раз.

Ясс механический

Механический ясс предназначен для ликвидации заклинок долот и элементов бурильной колонны небольшой длины ударами верх. На рисунке изображен ясс механический ЯМ -127



Принцип работы ясса основан на использовании потенциальной энергии растянутой бурильной колонны после рассоединения конусной пары.

Неприхваченную часть бурильной колонны отсоединяют от прихваченной и извлекают на поверхность. В скважину спускают компоновку состоящую из ловильного инструмента, ясса, УБТ (25 - 50 м) и бурильных труб.

Бурильную колонну вращают, одновременно снижая нагрузку на нем на 30 - 40 кН, в результате конусная поверхность штока заклинивается с конусной поверхностью (конусность 1) нижнего переводника.

Затем колонну соединяют с извлекаемыми трубами и продолжают снижать нагрузку до выбранного значения.

Силу удара регулируют в широком диапазоне увеличения нагрузки при заряде устройства в скважине. Можно получить силу удара 100 - 500 кН.

Механические яссы румынского производства.

Яссы механические румынского производства с наружным диаметром 95 и 108 мм предназначены для ликвидации заклинивания инструмента в э/колоннах при производстве КРС. Ясс состоит из шпинделя 1, корпуса 2, кольца 3.

уплотнительных прокладок 4, гайки 5 и колец 6 и 7.

На корпусе имеются два противоположных окна, где расположены по четыре трапециидальных зуба на левой стороне, если ясс с правым направлением и наоборот, если ясс с левым направлением.

На верхней части корпуса имеется муфта с замковой резьбой под бурильные трубы. В нижней части шпинделя 1 имеется резьбовая пробка. В верхней части шпинделя установлены прокладки 4 между кольцами 6 и 7, которые поджимаются гайкой 5. Прокладки предназначены для обеспечения герметичности между шпинделем и корпусом в случае промывки через бурильные трубы.

При работе яссом, последний спускают на бурильных трубах в скважину и соединяют с аварийными трубами. Для получения ударов вверх производят следующие действия.

Колонну бурильных труб с яссом разгружают и затем вращают налево или направо (в зависимости резьб колонны бурильных труб), постоянно сохраняя момент кручения . необходимый для зацепления зубьев в окнах с зубьями на плечах шпинделя.

Колонну бурильных труб медленно поднимают, сохраняя момент кручения . В это время зубья в окнах зацепляются с зубьями шпинделя, в результате чего происходит увеличение усилия натяга до того значения , при котором надо произвести удар.

Промывочные жидкости применяемые при ремонте скважин

При ремонте скважин используются промывочные жидкости различного назначения:

Для глушения скважин

Для промывки скважин

Для бурения

Для гидроразрыва

Для химической обработки пласта

В зависимости от степени дисперсности растворенного вещества растворы классифицируются на истинные, коллоидные, суспензии, эмульсии, коллоидно - суспензионные и другие.

Истинные растворы. В истинных растворах частицы растворенного вещества состоят из отдельных молекул. Такие растворы прозрачны и находясь в закрытом сосуде могут существовать без изменения свойств долгое время. К ним относятся растворы неорганических солей, кислот и щелочей в воде.

На промыслах применяют водный раствор хлористого кальция (CaCl2). Плотность которого может быть доведена до 1400 кг/м3. Раствор хлористого кальция благодаря хорошей растворимости не образует осадка, не засоряет фильтрационную зону пласта. С увеличением концентрации раствора снижается температура замерзания. Так 30% раствор CaCl2 c плотностью 1282 кг/м3 замерзает при температуре - 50С.

Фильтрат технический пентаэритрита (ФТП) - жидкость от бурового до коричневого цвета с осадком в виде тонкой взвеси со слабым запахом жженого сахара. Раствор находится в слабощелочной среде (рН = 7 - 9). Плотность жидкости до 1300 кг/м3. Раствор применяется в скважинах с забойной температурой до 100С.

Водный раствор бромида кальция (СаBr2) - прозрачная жидкость плотностью до 1800 кг/м3. Преимуществом этих растворов считается легкость их приготовления, высокая регулируемая плотность и главное минимальное повреждение пласта, так как высококонцентрированные растворы солей стабилизирующе действуют на глинистый материал коллектора,

Выбор рецептур растворов на основе солей тяжелых металлов для ремонтов производится с учетом необходимости обеспечения стабильности раствора во времени, минимальной его стоимости, коррозионной активности и температуры кристаллизации, соответствующей предлагаемому температурному режиму использования.

Для скважин, содержащих в пластовых водах большие количества карбоната и сульфат - ионов, рекомендуется использовать солевые растворы, не содержащие кальция, например, бромида цинка с бромидами щелочных металлов. Плотность таких растворов может быть доведена от 1380 до 2300 кг/м3.

В зависимости от необходимой плотности требуется различный компонентный состав солей.

нефтеотдача ловильный пласт изоляция

Соль	Диапазон плотностей растворов солей (кг/м3)
KCl	1000 - 1160
NaCl	1000 - 1200
NaCl / CaCl2	1200 - 1300
ФТП	1200 - 1300
CaCl2	1300 - 1400
CaCl2 / CaBr2	1400 - 1800
CaBr2 / ZnBr2	1800 - 2300

Недостатком рассолов является высокая стоимость используемых солей, коррозионная активность и высокая фильтрация.

Коллоидные растворы. У коллоидных растворов частицы состоят из многих молекул, и размер их может быть выражен долями микронов. Размеры частиц коллоидного раствора зависят от степени раздробленности, дисперсности вещества. Чем выше степень дисперсности, тем дольше может существовать коллоидный раствор без изменения своих свойств. Коллоидные растворы как правило не прозрачные. При длительном хранении они теряют свои начальные свойства: растворенное вещество выпадает в осадок, или весь раствор образует студень. Примером коллоидных растворов может служить жидкое стекло Na2SiO3 и водный раствор КМЦ.

Суспензией называют дисперсную систему, состоящую из взвешенных в жидкости мелких твердых частиц. Например глинистая суспензия или меловая суспензия в водном растворе КМЦ.

Меловая суспензия применяется при глушении скважин на время ремонта. Метод основан на способности высокодисперсной меловой системы создавать непроницаемый барьер «Забой - Пласт» и снизить проникновение фильтрата в пласт. При необходимости меловой барьер может быть разрушен кислотной обработкой. Для стабилизации суспензий применяют КМЦ, ГИПАН. Гидрофобные эмульсии. В процессе разработки месторождений на поздних или заключительных стадиях возникает необходимость проведение ремонтных работ в скважине, дополнительным вскрытием продуктивного пласта, промывки призабойной зоны. Использование растворов на водной основе, которые содержат твердые частицы, снижают коллекторские свойства пласта и затрудняют дальнейшее освоение и эксплуатацию пласта.

Значительно уменьшить или исключить совсем влияние промывочной жидкости на пласт позволяют гидрофобно - эмульсионные растворы.

Гидрофобно - эмульсионные растворы представляют собой полидиспестные системы, дисперсионной средой которых являются углеводородная жидкость с растворенной в ней эмульгатором, а дисперсной средой вода или водные растворы солей или щелочей.

Эмульгатор - стабилизатор - это поверхностно - активное вещество (ПАВ), способное снизить поверхностное натяжение на границе раздела фаз углеводород - вода таким образом, что при их интенсивном перемешивании происходит образование мелких капель воды в углеводородной среде.

Глинистый раствор - это коллоидно - суспензионная система, которую готовят из глины и воды с последующей обработкой химреагентами. Бентонитовая натриевая глина является лучшим материалом для приготовления глинистого раствора.

Основной характеристикой глины является ее коллоидальность, которая определяет выход раствора с 1 тонны глины. Классификация глин по коллоидальности представлена в таблице:

Плотность раствора при 25С (кг/м3)	Коллоидальность глины	Выход раствора из 1 т глины (м3)
До 1600	Высококоллоидальная	16 и более
1060 - 1150	Коллоидальная	10 - 4
1150 - 1200	Малоколлоидальная	3 - 1,6



Ингибированный глинистый раствор. Работа в открытом стволе, где опасность прихвата высока, рекомендуется применять ингибированный глинистый раствор, который характеризуется низкими фильтрационными свойствами, высокой стабильностью, низким коэффициентом трения глинистой корки. В буровой раствор, который содержит воду, глинопорошок и полимеры добавляют нафтенат алюминия с нефтью в соотношении 1 : 25, ПАВ (ОП - 10).

Необходимо отметить, что ингибированный глинистый раствор позволяет достигать высоких технико - экономических показателей бурения, сохранять коллекторские свойства коллекторов, предотвращает прилипание инструмента к стенкам скважины.

Глинистый раствор применяемый в бурении предназначен:

Для выноса выбуренной породы

Для глинизации стенок скважины

Для создания репрессии на пласт

Для предотвращения обвалов стенок скважины

Для удержания выбуренных частиц во взвеси при отсутствии циркуляции

Для охлаждения рабочей поверхности долота

Для приведения во вращение вала турбобура

Физические параметра промывочной жидкости.

При капитальном ремонте скважин требования к качеству глинистого раствора остаются теми же что и при бурении. Плотность, условная вязкость, СНС, водоотдача, толщина фильтрационной корки, водородный показатель - основные параметры, которые определяют в полевых условиях, непосредственно на скважине, где производят ремонт.

Плотность (удельный вес) - масса (вес) единицы объема бурового раствора. Определяют прибором ареометром



Ареометр АГ - 1 состоит из стакана с раствором (2) поплавка - шкалы (1) и съемного груза (3). Стакан имеет внутреннюю полость в которой размещена дробь, обеспечивающая необходимый вес стакана. Прибор имеет две шкалы, градуированные в (г/см3), одна шкала от 1,0 до 1,8; другая от 1,7 до 2,5. Для измерения плотности необходимо иметь вертикальный сосуд с водой. Ведерко входит в комплект прибора. Подготовка прибора заключается в проверке его на воде.

Условная вязкость. Вязкость глинистого раствора образуется благодаря наличию структурообразователей и твердой фазы в системе бурового раствора. Говорят о структурной вязкости. Структурная вязкость необходима для проведения гидравлических расчетов, определения гидравлических потерь. Структурная вязкость определяется капиллярными и ротационными вязкозиметрами.

В полевых условиях используются условной вязкостью, которая определяется прибором СВП-5 (стандартный полевой вязкозиметр). Он представляет собой воронку с длинной 100мм и диаметром 5мм трубочкой. В комплект входит кружка 500 мл и сеточка. Объем воронки 700 мл, на излив определяют 500 мл. Условная вязкость выражается в секундах.

Водоотдача (фильтрация) - способность глинистого раствора отфильтровывать воду при повышенном перепаде давления.

За водоотдачу принимают количество фильтрата, которое отфильтровывается из раствора через фильтр диаметром 75мм за 30 минут. Определяют по прибору ВМ - 6 и выражается см3/30мин.



Прибор ВМ - 6 состоит из следующих узлов: основания 7; напорного цилиндра 3; фильтрационного стакана 5. Напорный цилиндр имеет втулку - плунжер 1 и груза - шкалы 2; игольчатый клапан 4. В свою очередь фильтрационный стакан имеет фильтр 9; прокладка 8; пробка 6.

СНС - сила, которую надо приложить к глинистому раствору, находящемуся в покое, чтобы вывести его из этого состояния. СНС определяется через 1 минуту покоя и через 10 минут покоя. Выражается в мг/см2. Так как раствор обладает тиксотропией, в покое загустевать, а при взбалтывании разжижаться, то применяется коэффициент тиксотропии, который определяется

Ктикс = СНС10 / СНС1

Для качественного раствора коэффициент тиксотропии равен 2 - 3. Например СНС 1/10= 3/6 мг/см2

Ктикс = 6 / 3 = 2

Установка цементных мостов

Смена режима эксплуатации скважины, смена объекта эксплуатации скважины, проведение ремонтно - изоляционных работ, проведение работ по зарезке второго ствола, требует установку цементного моста в заданном интервале и определенной длины.

Перед установкой цементного моста подбирается тампонажный материал и рецептура его приготовления. Состав тампонажного раствора определяется геолого - техническими условиями скважины (пластовое давление, температура, давление гидроразрыва пласта, высота столба пласта. Поэтому рекомендуют следующий выбор тампонажных материалов:

Нормальные цементы ПЦТ ДО 50 - для «холодных» скважин с температурой до 50С и ПЦТ ДО 100 - для нормальных скважин с температурой до 100С. Плотность цементных растворов приготовленных из данных цементов находится в диапазоне 1800 - 2000 кг/м3.

Облегченные цементы для получения цементных растворов с плотностью 1400 - 1600 кг/м3 на базе тампонажного цемента для «холодных» и «горячих» скважин, а также на основе шлакопесчаной смеси для температур 90 - 140С - ШПЦС - 120 и для температур 160 - 250С - ШПЦС - 200

Утяжеленные цементы для получения цементных растворов с плотностью не менее 2150 кг/м3 на базе тампонажного цемента для «холодных» и «горячих» скважин, а также на основе шлакопесчаной смеси для температур 90 - 140С - УШЦ - 120 и для температур 160 - 250С - УШЦ - 200

Выбор состава смеси для цементирования скважин приведен в таблице:



Из тампонажного портландцемента получают цементный раствор с плотностью 1820 - 1850 кг/м3 с водоцементным отношением 0,5. Причем начало схватывания при температуре 20 - 30С длится до 10 часов. При более высоких температурах время схватывания меньше и при температуре 75С начало схватывания цемента длится уже 1.5 - 2 часа, что порой недостаточно для проведения тампонажных работ. Поэтому, в зависимости от геолого - технических условий на скважине, длительности проведения тампонажных работ применяют добавки реагентов которые регулируют сроки начала схватывания: КССБ или НТФ от 0,1 - 0,5%; хроматы от 0,1 - 0,5%; ОКЗИЛ от 0,1 - 0,5% от массы сухого цемента. Хлористый кальций.

Для снижения водоотдачи тампонажных растворов в них вводят поливиниловый спирт, ТУЛОЗА, КМЦ - до 1% от массы сухого цемента.

Состав и количество добавок определяется в лабораторных условиях и это зависит от геолого - технических условий на скважине, способа цементирования и сорта тампонажного цемента.

Если при установки цементных мотов не используется средства контроля, то возникает необходимость произвести расчет процесса цементирования. Используются простые формулы для расчетов, единственно необходимо учитывать коэффициенты учитывающие потери цемента при затворении.

Установка цементных мостов в глубоких скважин часто оказывается неудачной. Одной из причин является низкая скорость восходящего потока (менее 1 м/с) цементного раствора. Так как повысить скорость восходящего потока не всегда возможно, то применяют иные вспомогательные средства, позволяющие успешно проводить установку цементных мостов на скважине. Одним из них является турбулизатор восходящего потока жидкости в кольцевом пространстве.

При установке мостов в скважине применяется турбулизатор, что позволяет увеличить коэффициент вытеснения и уменьшить степень смешения цементного раствора и промывочной жидкости.

Рис 3.8.1

На рисунке изображен турбулизатор который представляет собой специальный переводник с присоединительной резьбой и заглушенным концом. По касательной на образующих просверлены четыре отверстия диаметром 20 мм.

Технология проведения операций предусматривает промывку через турбулизатор с одновременным вращением колонны труб с частотой 60 об/мин. Продолжительность промывки должна быть не менее 2-х циклов.

Затворяемый цементный раствор закачивается для перемешивания в специальный мерник, который оборудован гидромешалкой. В качества буферной жидкости используется вода с добавками ПАВ. Цементный раствор закачивают в колонну труб. При выходе первой порции буферной жидкости из колонны труб, последнюю начинают вращать с частотой 100 - 120 об/мин и продолжают вращение до окончания продавки цементного раствора. Несмотря на низкие скорости восходящего потока, создается турбулентный режим истечения жидкости, что в свою очередь обеспечивает более полное вытеснение промывочной жидкости, уменьшает зону смешивания цементный раствор - промывочная жидкость.

Чистка песчаных пробок

При эксплуатации скважин них вместе с пластовым флюидом поступает песок. Наличие песка осложняет эксплуатацию по той причине, что образующаяся на забое песчаная пробка, перекрывает фильтр, снижает дебит. Для очистки призабойной зоны от песка необходимо промыть ее.

Плотность промывочной жидкости и ее качество выбирают исходя из условий пластового давления и состояния призабойной зоны. Это может быть глинистый раствор с низкой водоотдачей, а следовательно, с высокой стабильностью и меловая суспензия на водном растворе КМЦ, плотность которой может быть доведена до 1300 кг/м3, гидрофобные эмульсии.

После того как скважина будет заглушена, производят монтаж оборудования и подъемного агрегата. Снимают фонтанную арматуру и работы по очистке призабойной зоны производят следующим способами:

Промывкой забоя скважины жидкостью глушения

Разбуривание песчаной пробки долотом

Выбор того или иного способа зависит от состава пород, образующих пробку, от ее крепости. Если установлено, что песчаная пробка на забое не плотная, рыхлая, то в этом случае можно попытаться промыть забой жидкостью глушения прямой промывкой.

Струя жидкости, поднимаясь по затрубному пространству, захватывает размытый песок и через отводы крестовины выносит его на поверхность. В процессе промывки производят углубление НКТ, при этом необходимо следить за давлением на насосе. Если происходит увеличение давления, необходимо приподнять НКТ на 1,5 - 2 метра, не прекращая при этом циркуляцию. Затем снова производят спуск НКТ и процесс повторяется до тех пор, пока не дойдут до искусственного забоя.

Если таким способом вымыть песчаную пробку не удастся, то необходимо применить долото для разбуривания пробки при помощи ВЗД или ротора.

Плотность промывочной жидкости необходимо контролировать на протяжении всего цикла вымыва, разбуривания песчаной пробки.

Работы по интенсификации добычи нефти

Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ)

Общие положения

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.

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.

ОПЗ проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями .

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.

Однократное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих случаях:

в однородных пластах, не разделенных перемычками, толщиной до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят однократное воздействие;

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.

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.

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

Для очистки фильтра скважины и призабойной зоны пласта от различных загрязнений в зависимости от причин и геолого-технических условий проводят следующие технологические операции:

кислотные ванны;

промывку пеной или раствором ПАВ;

гидроимпульсное воздействие (метод переменных давлений);

циклическое воздействие путем создания управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов;

многоцикловую очистку с применением пенных систем;