Крепление слабосцементированных пород в ПЗП

 

Креплению слабосцементированных пород в призабойной зоне подлежат скважины, эксплуатация которых осложнена выносом песка.

Для борьбы с выносом песка, в зависимости от конкретных геолого-технических условий, приме­няют следующие технические приспособления и ма­териалы:

1) установка фильтров;

· заполнение заколонного пространства гранули­рованными материалами или отсортированным пес­ком;

· термические и термохимические способы;

· металлизация;

· синтетические полимеры;

· песчано-смолистые составы;

· пеноцементы.

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.

Выбор и подготовку скважин для ремонта осу­ществляют в соответствии с действующим РД по тех­нологии крепления призабойной зоны.

 

Подготовительные работы.

· Определяют температуру в зоне тампониро­вания.

· Определяют содержание механических при­месей в продукции.

· Определяют дебит и содержание воды в про­дукции.

· В зависимости от температуры в зоне тампо­нирования выбирают соответствующий материал.

· 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.

· Останавливают и глушат скважину.

· Спускают НКТ до забоя и промывают ствол скважины.

· 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.

· Проверяют скважину на приемистость при закачивании в пласт нефти или пластовой воды. В слу­чае необходимости проводят мероприятия по увели­чению приемистости скважины.

· Подготавливают в емкости с перемешива­ющим устройством тампонажный раствор. Проверяют показатели качества.

Технологический процесс осуществляют в соответствии с действующими РД.

Устанавливают продолжительность эффек­та по содержанию механических примесей в добывае­мой продукции сразу после проведения работ и пери­одически, не менее трех раз в месяц.

 

 

Устранение аварий, допущенных в процессе экс­плуатации скважин

 

Подготовительные работы.

· Составляют план ликвидации аварии.

· В пла­не предусматривают меры, предупреждающие возник­новение проявлений и открытых фонтанов, а также меры по охране недр и окружающей среды.

· План ликвидации аварии с учетом возмож­ности возникновения проявлений и открытых фонта­нов согласуют с противофонтанной службой и утвер­ждают главным инженером предприятия.

· Работы по ликвидации аварии в соответствии с утвержденным планом производят под руководством мастера по сложным работам при участии мастера по ремонту скважин.

· Доставляют на скважину, в зависимости от вида аварии, комплекты ловильных инструментов, печатей, специальных долот, фрезеров и т.п. (см. приложение – аварийный инструмент)

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

· При расхаживании прихваченных НКТ нагруз­ки на трубы и подъемное оборудование не должны превышать допустимый предел прочности. Работы про­изводят по специальному плану.

· Работы по освобождению прихваченного инструмента с применением взрывных устройств (тор­педы, детонирующие шнуры и т.п.) проводят по спе­циальному плану, согласованному с геофизическим предприятием.

· 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.

Извлечение оборванных НКТ из скважины производят при последовательном выполнении сле­дующих операций:

· спускают свинцовую печать и определяют со­стояние оборванного конца трубы;

· в зависимости от характера оборванного участка (разрыв, смятие, вогнутость краев и т.п.) спускают ловильный инструмент соответствующей конструкции для выправления конца трубы.

 

Извлечение прихваченных цементом труб про­изводят в следующей последовательности.

· Отворачи­вают и поднимают свободные от цемента трубы.

· 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 отфрезерован. Фрезеро­вание труб должно осуществляться при интенсивной промывке скважины и осевой нагрузке на фрезер не более 10-20 кН.

 

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.

 

Извлечение из скважины отдельных предме­тов осуществляют после предварительного обследова­ния свинцовыми печатями характера и места их на­хождения. В качестве ловильного инструмента приме­няют

· труболовки,

· колокола,

· 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.

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.

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

 

Перевод на другие горизонты и приобщение пла­стов

 

· Перевод на другие горизонты и приобщение пластов осуществляют в соответствии с требованиями технологических схем и проектов разработки нефтя­ных месторождений.

· 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.

· Ремонтные работы по переходу на другие го­ризонты включают работы по отключению нижнего перфорированного горизонта и вскрытию перфорацией верхнего продуктивного горизонта или наоборот.

· 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.

· Для перехода на нижний горизонт, находя­щийся на значительном удалении от верхнего, прово­дят ремонтные работы по технологии отключения вер­хнего пласта.

· Ремонтные работы по переходу на верхний горизонт, находящийся в непосредственной близости от нижнего, проводят по технологии отключения ниж­них пластов.

· 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.

· 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.

· Метод установки цементного моста приме­няют при герметичном цементном кольце и высоком статическом уровне в скважине (при отсутствии по­глощения).

· 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).

· Метод установки разбуриваемых пакеров применяют при герметичном цементном кольце, низ­ком статическом уровне, планируемой депрессии на пласт после ремонта до 5 МПа.

· 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 м³/(ч • МПа) и цементный раствор и его модификации — при приемистости более 2м³/(ч. МПа).

· Ремонтные работы по переходу на нижний горизонт, находящийся в непосредственной близости от верхнего эксплуатировавшегося, проводят по тех­нологии отключения верхних пластов.

· Для отключения верхних пластов исполь­зуют методы тампонирования под давлением, уста­новки металлических пластырей и сочетание этих ме­тодов.

· Методы тампонирования под давлением применяют при негерметичном цементном кольце между горизонтами и наличии признаков разрушения или отсутствия цементного кольца в интервале пер­форации отключаемого горизонта.

· Метод установки металлических пласты­рей применяют в условиях герметичного цементного кольца между горизонтами и отсутствия признаков раз­рушения цементного кольца в интервале перфорации отключаемого горизонта.

· Сочетание методов тампонирования под давлением и установки металлических пластырей при­меняют в случаях, когда не удается добиться полной герметичности отключаемого горизонта.

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