Капитальный ремонт скважин

 

Как уже указывалось, технологически капитальный ремонт морских скважин существенно не отличается от аналогичных ра­бот в скважинах, расположенных на суше, которые достаточно подробно описаны во многих пособиях и справочниках. Поэтому здесь мы рассмотрим лишь возвратные работы в скважинах и ликвидацию скважин.

 

4.1 Возвратные работы

 

Возвратными называют работы, необходимые для перевода скважин с одного эксплуатируемого объекта (пласта) на другой, залегающего ниже или выше данного, разработка которого па тем или иным причинам в этой скважине прекращается (времен­но или навсегда).

Возвратные работы проводятся на многопластовых нефтега­зовых месторождениях для более полного охвата разработкой всех залежей и более рационального использования фонда дейст­вующих скважин.

Возврат скважин на эксплуатацию ниже- и вышележащих пла­стов осуществляют, в основном, при истощении или малодебитности эксплуатируемого пласта, его полного обводнения контур­ной водой, а также в том случае, если по каким-либо причинам газовый фактор превышает оптимальный для данной залежи.

Возврат скважины на другие залежи по техническим причи­нам допускается в следующих случаях:

если нет возможности осуществить в ней изоляционные работы по прекращению притока посторонних вод;

если дальнейшая эксплуатация скважины затруднена из-за дефектов в обсадной колонне и невозможности их устранения;

если в скважине произошли сложные аварии, ликвидация ко­торых невозможна или экономически нецелесообразна.

Одна из главных причин возврата скважины на эксплуата­цию другого пласта — истощение разрабатываемого пласта, когда суточный ее дебит достигает предела рентабельности. Этот пре­дел определяется уровнем себестоимости добычи нефти, учитыва­ющей возмещение всех издержек производства при действующих оптовых ценах на нефть и нефтепродукты.

Решение о нерентабельности дальнейшей эксплуатации сква­жины данного пласта, из-за ее малодебитности по нефти и газу» можно принимать лишь после применения в ней всего известного комплекса мероприятий по повышению нефтегазоотдачи.

 

4.2 Возврат на вышележащий пласт

 

Эксплуатируемый горизонт разобщают от вновь вводимого монолитным цементным мостом, создаваемым в колонне над остав­ляемым объектом. При этом основное внимание уделяют изоля­ции оставляемого горизонта от проникновения воды (в особенно­сти если она высоконапорная, а возвратный пласт расположен на небольшом расстоянии от оставляемого объекта). В таких слу­чаях при возвратных работах нагнетают цементный раствор под давлением через отверстия фильтра. Если же возвратный объект значительно удален от оставляемого пласта, цементный стакан можно создавать при нагнетании раствора без давления.

Если нет опасности проникновения чуждых вод в возвратный объект, можно затрамбовать забой скважины песком и глиной, а затем создать цементный стакан необходимой высоты. Если существует опасность прорыва нижних вод к объекту возврата, то в скважинах, сильно поглощающих жидкость, практикуют ввод в пласт песка до частичного восстановления циркуляции и лишь после этого цементируют под давлением.

Для снижения интенсивности поглощения жидкости пластом применяют одну — две заливки гельцементом с добавкой в це­ментный раствор алюминиевого порошка или предварительную глинизацию объекта.

При двухколонной конструкции скважины в заколонном про­странстве иногда не оказывается цементного кольца, что создает угрозу проникновения посторонних вод к возвратному объекту через это пространство. В подобных случаях рекомендуется выре­зать и извлечь внутреннюю колонну на 15—20 м ниже возврат­ного объекта, а затем зацементировать под давлением с таким расчетом, чтобы новый искусственный забой был выше обреза извлеченной колонны на 8—10 м.

Если по ряду технических причин колонну извлечь невозможно, ее простреливают, ниже возвратного объекта на 10—15 м и затем цементируют под давлением с расчетом продавки цементного ра­створа в межтрубное пространство и создания в колонне цемент­ного стакана соответствующей высоты.

До начала цементирования скважина должна быть обследова­на с помощью печати.

При возвратных работах, после установления цементного ста­кана на заданной глубине, скважину обязательно испытывают на герметичность опрессовкой или снижением уровня жидкости.

 

4.3 Возврат на нижележащий объект

 

Работы по возврату на нижележащий пласт проводят сравни­тельно редко и обычно в тех случаях, когда соседние скважины, С помощью которых должны были извлечь нефть из намечаемого к возврату объекта, выбыли из эксплуатации по тем или иным геолого-техническим причинам. Они сводятся, в основном, к сле­дующему. Ствол скважины и забой обследуют конусной свинцо­вой печатью для установления исправности эксплуатационной ко­лонны и чистоты забоя. После этого оставляемый пласт цемен­тируют под давлением через отверстия фильтра. Затем цементный стакан разбуривают до необходимой глубины и испытывают колонну на герметичность. На практике чаще всего приходится эту операцию повторять неоднократно с заливкой нескольких пла­стов и разбуриванием нескольких цементных стаканов.

В вертикальных скважинах возврат на нижележащий объект осуществляют также зарезкой и бурением второго ствола.

 

Тесты:

1. Промывочный раствор для глушения скважин должен иметь плотность, которую определяют, исходя из:

A. относительного давления;

B. гидростатического давления;

C. статического давления;

D. вязкости;

E. нет верного ответа

 

2. Поглощение жидкости пластом может про­изойти при:

A. <1

B. 1

C. 1

D. 1

E. =1

3. Под относительным давлением понимают:

A.

B.

C.

D.

E.

 

4. Трубы допускают в тех случаях, когда освоение скважины ве­дется методом:

A. постепенного увеличения глубины погружения и снижением уровня жидкости в скважине;

B. увеличением уровня жидкости в скважине;

C. постепенного уменьшения глубины погружения и снижением уровня жидкости в скважине;

D. постепенного увеличения глубины погружения и увеличением уровня жидкости в скважине;

E. постепенного уменьшения глубины погружения и увеличением уровня жидкости в скважине;

5. Замену НКТ (частичную или полную) проводят при:

A. Все ответы верны

B. при сильной изношенности резьбовых соединений, через которые сжатый газ (воздух) проникает в трубы;

C. наличии в теле трубы отверстий, трещин, свищей или сильного их корродирования;

D. отложении на внутренней поверхности труб солей, парафина, если невозможно очистить их без извлечения труб на дневную поверхность;

E. необхо­димости уменьшения или увеличения диаметра подъемных труб, а также изменения системы или конструкции лифта.

6. Отношение фак­тически отработанного скважиной времени к календарному, выра­женному в скважино-месяцах, отработанных или числившихся, называют:

A. коэффициентом эксплуатации;

B. время разработки;

C. коэффициентом продолжительности;

D. коэффициентом пропорциональности;

E. нет верного ответа

7. Восстановительным ремонтом называют ремонт скважин,

A. вызванный непредвиденным резким нарушением уста­новленного технологического режима их эксплуатации вплоть до внезапной остановки по различным причинам;

B. связанных с ликвидацией аварий с подземным оборудова­нием, изоляцией посторонних вод, возвратом на другой (выше или нижележащий) горизонт, зарезкой и бурением второго ствола и т. д.

C. для предупреждения раз­личных отклонений в работе скважин от установленного техно­логического режима эксплуатации, снижения их дебитов и пол­ного прекращения подачи жидкости, вызванных различными не­поладками в работе подземного оборудования и самой скважины;

D. скважин называют комплекс работ по проверке, частичной или полной замене подземного оборудо­вания, очистке труб и забоев от различных отложений (песка, парафина, солей, продуктов коррозии), а также по осуществле­нию в скважинах геолого-технических и других мероприятий по восстановлению и повышению их дебитов;

E. Нет верного ответа

8. Глубину спуска колонны труб уменьшают в тех случаях;:

A. Все ответы верны;

B. когда невозможно продавить скважину;

C. эксплуатировать ее ком­прессорным способом;

D. ограничения отбора жидкости;

E. повышения ее уровня при возрастании содержания механических примесей в жидкости либо по другим геолого-техническим при­чинам.

 

 

Список литературы:

 

Котик Е.П., Котик П.Т. Разработка, освоение и эксплуатация морских месторождений. 2 том, -Актобе-, 2010 – 564 стр.

Бабич В.А., Лисагор О.И., Галкин А.Г. Оборудование для бурения инженерно-геологических скважин на море и на шельфе. - Рига: ВНИИМоргео, 1996. - 127 с.

Вяхирев Р.И., Никитин Б.А., Мизоев Д.А. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений. - М.: Изд-во Академии горных наук, 1999. - 374 с.

Золотухин А.Б., Гудместад О.Т., Ермаков А.И. и др. Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений и строительство морских сооружений в Арктике. Учебное пособие. - М: Изд-во «Нефть и газ» РГУНиГ, 2000. - 770 с.