Ремонт скважин, эксплуатируемых фонтанно-компрессорным способом

 

3.1. Расчет относительного давления в скважине

 

Перед ремонтом фонтанной скважины необходимо заблаговременно подготовить промывочный раствор для ее глушения. Этот раствор должен иметь плотность, которую определяют, исходя из относительного давления.

Под относительным давлением понимают отношение дав­ления в пласте и гидростатическому давлению в скважине :

 

(1.1)

где

(1.2)

Здесь Н — глубина скважины, м; ρ — плотность воды (1000 кг/м³); g —ускорение свободного падения 9,81 м/с².

Относительное давление важно знать при промывке фонтан­ных скважин, а также при других ремонтных работах для пра­вильного выбора плотности промывочной жидкости.

Если в системе скважина — пласт плотность промывочной жид­кости такова, что относительное давление <1, то может про­изойти поглощение жидкости пластом, а при <<1 — полная по­теря циркуляции. При этом, в связи со снижением уровня промы­вочной жидкости в скважине, могут возникнуть различные ослож­нения, такие, как сужение ствола, обвалы и осыпи вышележащих пород. При >1 может происходить разгазирование раствора, перелив нефти и воды, а при значительном превышении >>1 — газовые, нефтяные и водяные выбросы и фонтаны. При =1создаются наиболее благоприятные условия для работы в скважине.

При ремонте фонтанных скважин, во избежание различных осложнений, работы в них необходимо производить, применяя в качестве промывочной жидкости раствор соответствующей плот­ности.

При ремонтах в скважинах, эксплуатирующих новые объекты или пласты, на которых с самого начала разработки осуществля­ется поддержание пластового давления, возможны проявления и выбросы.

 

3.2 Применение гидрофобно-эмульсионных растворов для глушения фонтанных скважин

 

За последние годы в некоторых районах страны и за рубежом перед ремонтными работами для глушения скважин применяют гидрофобно-эмульсионные растворы (ГЭР), водонефтерастворимые эмульгаторы, рассолы и другие, позволяющие изменять плотность промывочной жидкости в широких пределах и обладающие отно­сительно низкой водоотдачей. При проникновении в призабойную зону скважин эти растворы не ухудшают гидропроводность пласта и облегчают освоение скважин после их ремонта.

Плотность ГЭР для глушения скважины определяют, поль­зуясь данными, приведенными в табл. 1.1.

 

Таблица 1.1 - Состав и параметры ГЭР без твердого утяжелителя

Номер состава	Состав 1 м3 ГЭР	Параметры ГЭР
Нефть плотностью 870 кг/м3	ЭС-2 плотностью 950 кг/м3	Водная фаза	Плотность кг/м3	Вязкость, по ВП-5, с	Статическое напряжение сдвига, Па
плотность, кг/м	объем, м3	Через1 мин	Через 10 мин
	0,392 0,397 0,397 0,396 0,396 0,395	0,008 0,003 0,003 0,004 0,004 0,006		0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6		550—650 550—600 450—600 400—600 350—500 300—450	300—400 250—300 200—250 250—280 180—250 120—180	400—500 300—350 250—300 280—350 200—300 180—230

 

 

Пример. Пусть в фонтанной скважине запланирован текущий ремонт, для чего перед остановкой необходимо заглушить скважину ГЭР. Глубина скважина 4200 м, пластовое давление 45 МПа, эксплуатационная колонна двух­секционная с диаметром верхней секции 168мм ( =146 мм), спущенной до глубины 2100м, и диаметром нижней секции 146 мм ( = 124 мм) с глу­бины 2100 до 4200м.

Требуется определить плотность ГЭР для глушения скважины, объем ра­створа и количество необходимых компонентов для его приготовления. По (1.1) определяют относительное пластовое давление:

Так как >1, то необходимо, чтобы плотность ГЭР была не менее 1070 кг/м³.

Для глушения скважины необходим ГЭР в объеме, несколько превышаю­щем объем скважины (для подлива в затрубное пространство при снижении уровня жидкости в скважине в процессе подъема НКТ). Примем объем ГЭР равным 1,1 объема скважины

(1.3)

где, - объем скважины, м3

(1.4)

Здесь , — соответственно внутренние диаметры верхней и нижней сек­ции эксплуатационной колонны, м; , — длина верхней и нижней секций эксплуатационной колонны, м.

Подставляя данные в (1.4), имеем

Следовательно, необходимый объем ГЭР составит:

Определяем количество компонентов для приготовления необходимого объема ГЭР, исходя из объемов, рассчитанных для приготовления 1 м³ раствора (табл. 18.2): нефти 67,0 0,396=26,5 м³; эмульгатора-стабилизатора 67*0,004=0,268 м3; пластовой воды 67 0,6=40,2 м³.

Если относительное давление скважины >1 и необходим ГЭР значи­тельной плотности (например, 1200—1700 кг/ м³), то для определения количе­ства нужных компонентов для его приготовления пользуются данными табл. 1.1.

 

3.3 Подготовка скважин к ремонту

 

Скважины готовят к ремонтным работам по утвержденному плану. В заключении составляют акт о готовности скважины к ремонту, согласованный с органами Госгортехнадзора и утверж­денный руководством предприятия.

После ремонта скважина должна сдаваться по акту.

Перед ремонтом фонтанных скважин должен быть предусмот­рен запасной объем бурового раствора с необходимыми парамет­рами не менее двукратного объема ремонтируемой скважины.

Для прекращения фонтанирования до начала ремонта фонтан­ной скважины ее заглушают нефтью, водой, буровым раствором или ГЭР. Для очистки от песчаных пробок или сальников, обра­зовавшихся из продуктов коррозии, скважину промывают. Затем к верхнему концу колонны НКТ присоединяют трубу или свечу и всю колонну труб опускают. В случае прихвата труб их расха­живают, отмечая мелом интервалы перемещения труб вниз и вверх. Эти работы следует проводить лишь при наличии индика­тора веса.

Если расхаживанием освободить прихваченные трубы не уда­ется, необходимо отвинтить одну трубу (свечу), а к прихвачен­ной колонне НКТ присоединить вертлюг с трубой и, расхаживая ее, одновременно попытаться восстановить циркуляцию. Если и при этом освободить прихваченные трубы не удается, скважину передают в капитальный ремонт.

3.4 Разборка и сборка фонтанно- компрессорной арматуры

 

По газлифтным и фонтанным скважинам до снятия арма­туры необходимо отключить подачу газа (сжатого воздуха), а за­тем плавно снизить давление в кольцевом и затрубном простран­ствах. После этого скважину заполняют нефтью, водой или буро­вым раствором необходимой плотности.

Для разборки фонтанно-компрессорной арматуры вначале не­обходимо разъединить боковые фланцы, снять буферный патрубок с приваренным фланцем на нижнем конце и муфтой на верхнем. Отвинтив болты между тройником и центровой (посадочной) за­движкой, элеватор следует завести под муфту подъемного па­трубка и осторожно приподнять, а затем снять арматуру.

Затем на устье скважины должна быть установлена, в соответ­ствии с утвержденной типовой схемой обвязки, превенторная уста­новка и опрессована.

Собирают фонтанно-компрессорную арматуру в обратном по­рядке.

В процессе спуско-подъемных операций возможны выбросы, а затем бурные нефтегазопроявления. Для быстрого закрытия и глушения скважины в подобных случаях посадочную (центровую) Задвижку с переводником отсоединяют от арматуры и к перевод­ной катушке присоединяют одну или две трубы, а к задвижке — подъемный патрубок. В такой компоновке задвижку спускают в шурф. При первых признаках выброса и открытого фонтаниро­вания нетрудно присоединить указанную компоновку к поднимае­мым или спускаемым трубам, посадить затем всю колонну НКТ - на тройник, закрепить болты и приступить к глушению скважины. На случай возможных открытых фонтанов в ремонтируемой фон­танной или полуфонтанной скважине заранее должны быть под­готовлены и сложены на площадке вышки комплекты болтов, шпилек, металлических прокладок, патронные ключи, инструмент для работы в газовой среде и т. д.

 

3.5 Подъем насосно-компрессорных труб

 

Прежде чем начать подъем колонны НКТ, необходимо убе­диться в том, что они не прихвачены. Это особенно важно при ремонте глубоких и наклонно-направленных скважин. Прихват труб определяют по индикатору веса.

При подъеме колонны из скважины нужно соблюдать следую­щие правила: первую трубу поднимают при помощи специального подъемного патрубка; при ремонте глубоких скважин необходи­мо применять подъемный патрубок с термообработанным резьбо­вым концом; при подъеме колонны НКТ нельзя допускать резких переходов с одной скорости подъема на другую и превышения нагрузки более 20 % собственного веса колонны, что может воз­никнуть вследствие трения муфт труб об эксплуатационную ко­лонну, особенно в искривленных и наклонно-направленных сква­жинах; отвинченную трубу можно поднимать лишь тогда, когда есть уверенность в том, что труба полностью вышла из резьбы муфты; не рекомендуется ударять молотком по муфте для ослаб­ления резьбового соединения перед отвинчиванием труб; перед подачей трубы на мостки на ее резьбу (ниппель) следует навин­тить предохранительное кольцо, затем ниппельный конец устано­вить на специальный лоток или клапан, медленно опуская при этом талевый механизм.

Подтаскивать трубы на мостки следует при помощи специаль­ных вилок.

 

3.6 Спуск насосно-компрессорных труб

 

При спуске труб каждую из них необходимо тщательно шаблонировать, очистить резьбовые соединения и смазать их специаль­ной графитовой или иной смазкой.

При спуске НКТ в ремонтируемую или вновь осваиваемую эксплуатационную или нагнетательную скважину рекомендуют со­блюдать следующие правила: при подъеме с мостков не допускать раскачивания трубы и ее ударов о детали вышки, фонтанно-ком­прессорного оборудования или другие предметы; посадку навинчи­ваемой трубы в муфту предыдущей следует проводить плавно, без резких ударов, затем вручную сделать 2—3 витка, соблюдая строгую вертикальность трубы и соосность талевого механизма с осью устья скважины; трубу свинчивать автоматами АПР-2ВБ или трубными ключами, добиваясь полного ее завинчивания на всю длину резьбы; не допускать вращения колонны труб при их свин­чивании, для чего на муфте необходимо устанавливать контр­ключ; подъем колонны труб для снятия нижнего элеватора или освобождения от клинового захвата, а также спуск колонны и посадку ее на устьевой фланец (или фланец тройника) следует проводить плавно, без рывков и ударов, на малой скорости; при спуске ступенчатой колонны из труб разных марок сталей следует раздельно замерять и записывать их длину, при необходимости перехода от труб меньшего диаметра к большему заранее долж­ны быть заготовлены соответствующие переводники; все отбрако­ванные трубы должны быть убраны с мостков с пометкой «брак»; на верхний конец спущенной колонны НКТ следует навинчивать подъемный патрубок, ввинчиваемый к планшайбу или в ниж­нюю часть тройника; помимо надежного завинчивания очередного резьбового соединения, следует докреплять муфты, при спуске све­чей— промежуточные муфтовые соединения; после 10—12 ремон­тов в вертикальных скважинах нижние трубы рекомендуют ис­пользовать для верхней части колонны, а верхние — для нижней (если трубы одной марки). В наклонно-направленных скважинах во избежание аварии с НКТ рекомендуют при сработанности резь­бовых узлов их заменять полностью на новые.

 

3.7 Допуск насосно-компрессорных труб

 

Трубы допускают в тех случаях, когда освоение скважины ве­дется методом постепенного увеличения глубины погружения, ли­бо снижением уровня жидкости в скважине, что легко заметить по постепенному падению рабочего давления или установив заме­ром положение статического уровня. Трубы, предназначенные для допуска в скважину, заранее укладывают на мостках. Марка, диа­метр и резьба их должны соответствовать марке, диаметру и резь­бе труб, находящихся в скважине.

До разборки арматуры необходимо заранее замерить длину допускаемых труб и данные замера занести в книгу документации скважины.

Основное условие при спуске наращиваемых труб, необходи­мость выполнения этой операции в возможно короткие сроки. Когда при спуске конец допускаемых труб приближается к пере­воднику воздухоподводящих труб (при комбинированном подъем­нике), допуск последних необходимо проводить замедленно и осто­рожно, чтобы не ударить их о переводник и не оборвать хвосто­вые трубы.

3.8 Уменьшение глубины спуска колонны НКТ

 

Глубину спуска колонны труб уменьшают в тех случаях, когда невозможно продавить скважину или эксплуатировать ее ком­прессорным способом, а также для ограничения отбора жидкости, повышения ее уровня при возрастании содержания механических примесей в жидкости либо по другим геолого-техническим при­чинам.

Уменьшают длину труб так же, как и при их подъеме. Эту операцию проводят в порядке, обратном допуску труб.

Длину и число поднятых из скважины труб замеряют и дан­ные записывают в документации скважины.

3.9 Замена насосно-компрессорных труб

 

Замену НКТ (частичную или полную) проводят при сильной изношенности резьбовых соединений, через которые сжатый газ (воздух) проникает в трубы; наличии в теле трубы отверстий, трещин, свищей или сильного их корродирования; отложении на внутренней поверхности труб солей, парафина, если невозможно очистить их без извлечения труб на дневную поверхность; необхо­димости уменьшения или увеличения диаметра подъемных труб, а также изменения системы или конструкции лифта.

Для замены труб следует заранее доставить к скважине не­обходимые трубы, проверить, замерить и уложить их на стеллажах. При подъеме из скважины отработанных труб каждую из них проверяют (резьбу, тело, внутреннюю поверхность). Затем при помощи глубинной лебедки замеряют забой и уровень жид­кости в скважине. При наличии пробки ее промывают.

Спускаемые новые трубы по своей характеристике должны соответствовать поднятым из скважины, если по геолого-техниче­ским причинам не предвидятся изменения глубины их погружения.

Переборка труб проводится тогда, когда по геолого-техниче­ским причинам требуется допуск подъемных труб, а глубина спус­ка переводника первого ряда труб ограничивает его. В таких слу­чаях приходится либо поднимать оба ряда труб и за счет умень­шения длины хвостовика увеличивать глубину спуска верхней части подъемных труб первого ряда и затем, соответственно этой глубине, допускать трубы второго ряда либо, увеличив глубину подвески труб второго ряда, увеличить тем самым глубину подве­ски подъемных труб.