Контроль технического состояния добывающих скважин

2.2.6.1. Если объектом исследования является интервал ствола скважины выше разрабатываемых пластов, геофизические измерения проводят с целью выявления мест нарушения герметичности обсадной колонны, выделения интервала поступления воды к месту нарушения, интервалов заколонных межпластовых перетоков, определения высоты подъема и состояния цементного кольца за колонной, состояния забоя скважины, положения интервала перфорации, технологического оборудования, определения уровня жидкости в межтрубном пространстве, мест прихвата труб.

2.2.6.2. Если место негерметичности обсадной колонны определяют по измерениям в процессе работы или закачки в скважину воды (инертного газа) в интервале, не перекрытом НКТ, обязательный комплекс включает измерения расходомером и локатором муфт. В качестве дополнительных методов используют скважинный акустический телевизор (для определения линейных размеров и формы нарушения обсадной колонны), толщиномер (с целью уточнения компоновки обсадной колонны и степени ее коррозии).

2.2.6.3. Интервал возможных перетоков жидкости или газа между пластами при герметичной обсадной колонне устанавливают по результатам исследований высокочувствительным термометром, закачкой радиоактивных изотопов и методами нейтронного каротажа для выделения зон вторичного газонакопления.

2.2.6.4. Контроль за РИР при наращивании цементного кольца за эксплуатационной колонной, кондуктором, креплении слабосцементированных пород в призабойной зоне пласта осуществляют акустическим или гамма - гамма - цементомером по методике сравнительных измерений до и после проведения изоляционных работ. Для контроля качества цементирования используется серийно выпускаемая аппаратура типа АКЦ. В сложных геолого - технических условиях обсаженных скважин получению достоверной информации будет способствовать использование аппаратуры широкополосного акустического каротажа АКШ [4].

2.2.6.5. Для контроля глубины спуска в скважину оборудования (НКТ, гидроперфоратора, различных пакерирующих устройств), интервала и толщины отложения парафина, положения статического и динамического уровней жидкостей в колонне, состояния искусственного забоя обязательным является исследование одним из стационарных нейтронных методов (НГК, ННК) или методом рассеянного гамма - излучения (ГГК).

2.2.7. Геофизические исследования при ремонте нагнетательных скважин в интервале объекта разработки проводят для оценки герметичности заколонного пространства, контроля за качеством отключения отдельных пластов. Эти задачи решают замером высокочувствительным термометром и гидродинамическим расходомером, закачкой радиоактивных изотопов. Факт поступления воды в пласты, расположенные за пределами интервала перфорации, может быть установлен по дополнительным исследованиям ИНМ при минерализации пластовой воды более 50 г/л.

2.2.8. Результаты ремонтных работ с целью увеличения и восстановления производительности и приемистости, выравнивания профиля приемистости, дополнительной перфорации оценивают по сопоставлению замеров высокочувствительным термометром и гидродинамическим расходомером, которые необходимо проводить до и после завершения ремонтных работ. Для определения интервалов перфорации и контроля за состоянием колонны применяют локатор муфт, акустический телевизор САТ, индукционный дефектоскоп ДСИ, аппаратуру контроля перфорации АКП, микрокаверномер. В случае закачки в пласт соединений и веществ, которые отличаются по нейтронным параметрам от скелета породы и насыщающей ее жидкости, дополнительно проводят исследования ИНМ до и после ремонта скважины с целью оценки эффективности проведенных работ.

2.2.9. Оценку результатов проведенных работ проводят в период дальнейшей эксплуатации скважины по характеру добываемой продукции и по результатам повторных исследований после ремонтных работ.

2.2.9.1. Признаками успешного проведения ремонтных работ следует считать:

1) в интервале объекта разработки - снижение или ликвидацию обводненности добываемой продукции, увеличение дебита скважины;

2) при исправлении негерметичности колонны - результаты испытания ее на герметичность гидроиспытанием или снижением уровня;

3) при изоляции верхних вод, поступающих в скважину через нарушения в колонне или выходящих на поверхность по затрубному пространству, - отсутствие в добываемой продукции верхних вод, отсутствие выхода пластовых вод на поверхность.

2.2.9.2. В случае отрицательного результата ремонтных работ проводят исследования по определению источника поступления воды в скважину.

2.2.9.3. Качество проведенных ремонтных работ устанавливают по результатам повторных исследований геофизическими методами:

1) при наращивании цементного кольца за колонной или исправлении качества цементирования - путем повторных исследований методами цементометрии;

2) при ликвидации межпластовых перетоков - исследованиями методами термометрии. Признаком устранения негерметичности заколонного пространства является восстановление геотермического градиента на термограммах, полученных при исследовании в действующей скважине или при воздействии на нее.

2.3. Обследование технического состояния эксплуатационной колонны

2.3.1. Спускают до забоя скважины полномерную свинцовую конусную печать диаметром на 6 - 7 мм меньше внутреннего диаметра колонны.

2.3.1.1. При остановке печати до забоя фиксируют в вахтовом журнале глубину остановки и поднимают ее.

2.3.1.2. Размер последующих спускаемых печатей (по сравнению с предыдущими) должен быть уменьшен на 6 - 12 мм для получения четкого отпечатка конфигурации нарушения.

2.3.2. Для определения наличия на забое скважины постороннего предмета на НКТ спускают плоскую свинцовую печать.

2.3.3. При проведении работ в соответствии с п. п. 2.3.1 и 2.3.2 допускается одноразовая посадка свинцовой печати при осевой нагрузке не более 20 кН.

2.3.4. Для определения формы и размеров поврежденного участка обсадной колонны используют боковые гидравлические печати.

2.3.5. Для контроля за состоянием колонны применяют также приборы в соответствии с п. 2.2.8.

2.3.6. Работы по ремонту и исследованию скважин, в продукции которых содержится сероводород, проводятся по плану работ, утвержденному главным инженером, главным геологом предприятия и согласованному с противофонтанной службой.

 

3. Подготовительные работы

 

3.1. Глушение скважин

3.1.1. Перед началом ремонтных работ подлежат глушению:

3.1.1.1. Скважины с пластовым давлением выше гидростатического.

3.1.1.2. Скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых согласно расчетам сохраняются условия фонтанирования или нефтегазопроявления.

3.1.2. Требования, предъявляемые к жидкостям для глушения скважин

3.1.2.1. Плотность жидкости для глушения определяют из расчета создания столбом жидкости давления, превышающего пластовое в соответствии с необходимыми требованиями.

3.1.2.2. Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения от проектных величин приведены в табл. 2.

3.1.2.3. Жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.

3.1.2.4. Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.

3.1.2.5. Жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз "жидкость глушения - пластовый флюид".

3.1.2.6. Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода.

3.1.2.7. Вязкостные структурно - механические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом.

3.1.2.8. Жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,10 - 0,12 мм/год.

3.1.2.9. Жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях.

3.1.2.10. Жидкость глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.

 

Таблица 2

 

ДОПУСКАЕМЫЕ ОТКЛОНЕНИЯ

ПЛОТНОСТИ ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ

 

Глубина скважины, м	Допускаемые отклонения при плотности жидкости глушения, кг/куб. м
до 1300	1300 - 1800	более 1800
До 1200
До 2600
До 4000

 

3.1.2.11. Жидкость глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании.

3.1.2.12. Технологические свойства жидкости глушения должны регулироваться.

3.1.2.13. На месторождениях с наличием сероводорода жидкости глушения должны содержать нейтрализатор сероводорода.

3.1.2.14. Обоснованный выбор жидкости глушения (с содержанием твердой фазы, на основе минеральных солей, на углеводородной основе, пены) в зависимости от горно - геологических и технических условий работы скважины, а также способов их приготовления можно осуществить в соответствии с рекомендациями каталога жидкостей глушения [5], а также РД [6].

3.1.3. Подготовительные работы

3.1.3.1. Проверяют наличие циркуляции в скважине и принимают решение о категории ремонта.

3.1.3.2. Определяют величину текущего пластового давления.

3.1.3.3. Рассчитывают требуемую плотность жидкости глушения и определяют необходимое ее количество.

3.1.3.4. Готовят требуемый объем жидкости соответствующей плотности с учетом аварийного запаса, объем которого определяют исходя из геолого - технических условий (но не менее одного объема скважины).

3.1.3.5. Останавливают скважину, производят ее разрядку, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании.

3.1.3.6. Расставляют агрегаты и автоцистерны, производят обвязку оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии давления, превышающего ожидаемое в 1,5 раза. Нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном.

3.1.4. Проведение процесса глушения

3.1.4.1. Заменяют скважинную жидкость на жидкость глушения. Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости не допустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляют при ее прокачивании на поглощение.

3.1.4.2. Глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят закачиванием жидкости глушения методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков для обеспечения необходимого противодавления на пласт. По истечении 1 - 2 ч при отсутствии переливов и выхода газа скважина считается заглушенной.

3.1.4.3. Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, при необходимости производят в два и более приемов после остановки скважинного насоса и сбивания циркуляционного клапана. Жидкость глушения закачивают через НКТ и межтрубное пространство до появления ее на поверхности. Закрывают задвижку и закачивают в пласт расчетный объем жидкости, равный объему эксплуатационной колонны от уровня подвески насоса до забоя.

3.1.4.4. В скважинах с низкой приемистостью пластов глушение производят в два этапа. Вначале жидкость глушения замещают до глубины установки насоса, а затем через расчетное время повторяют глушение. Расчетное время T определяют по формуле T = H/v, где H - расстояние от приема насоса до забоя скважины, м; v - скорость замещения жидкостей, м/с (ориентировочно можно принять 0,04 м/с).

3.1.4.5. При глушении скважин, которые можно глушить в один цикл и в которых возможны нефтегазопроявления, буферную жидкость необходимо закачать в межтрубное пространство вслед за порцией жидкости глушения, равной объему лифтового оборудования. Дальнейшие операции по глушению производят согласно принятой на предприятии технологии.

3.1.4.6. В случае глушения скважин с высоким газовым фактором и большим интервалом перфорации при поглощении жидкости глушения в высокопроницаемых интервалах предусматривают закачку в зону фильтра буферной пачки загущенной жидкости глушения или ВУС. При интенсивном поглощении используют нефтеводокислоторастворимые наполнители - кольмананты с последующим восстановлением проницаемости ПЗП.

3.1.4.7. При обнаружении нефтегазопроявлений необходимо закрыть противовыбросовое оборудование, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий. Возобновление работ разрешается руководителем предприятия после ликвидации нефтегазопроявления и принятия мер по предупреждению его повторения.

3.2. Передислокация оборудования и ремонтной бригады

3.2.1. Составляют план переезда и карту нефтепромысловых дорог на участке переброски оборудования.

3.2.2. Подготавливают нефтепромысловую дорогу и перебрасывают оборудование.

3.2.3. Для проведения ремонтных работ около скважины необходимо устроить рабочую площадку, мостки и стеллажи для труб и штанг.

3.3. Подготовка устья скважины

3.3.1. Сооружают якоря для крепления оттяжек. При кустовом расположении устьев скважин якоря располагают с учетом правил обустройства скважин.

3.3.2. Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в затрубном пространстве необходимо снизить до атмосферного. При отсутствии забойного клапана - отсекателя скважина должна быть заглушена жидкостью соответствующей плотности.

3.3.3. Устье скважин с возможным нефтегазопроявлением на период работы должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием в соответствии с планом производства работ, а скважина - заглушена.

3.3.4. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается предприятием и согласовывается с противофонтанной службой и органами госгортехнадзора.

3.3.5. Подготавливают рабочую зону для установки передвижного агрегата.

3.3.6. Производят монтаж передвижного агрегата.

3.3.7. Расставляют оборудование.

3.3.8. Производят монтаж мачты.

3.4. Подготовка труб

3.4.1. Общие положения.

3.4.1.1. Приемку и подготовку труб, предназначенных для ремонта скважин, производят службы трубного хозяйства (УПТО и КО, трубные базы и др.).

 

Таблица 3

 

СООТНОШЕНИЕ ДИАМЕТРОВ КОЛОНН

 

┌────────────────────────────────────────────────────────────────┐

│ Диаметр колонны, мм │

├───────────────┬───────────────┬────────────────┬───────────────┤

│ обсадной │ бурильной │ обсадной │ бурильной │

├───────────────┼───────────────┼────────────────┼───────────────┤

│ 114 │ 60 │ 219 │ 114 │

│ 127 │ 60 │ 219 │ 127 │

│ 140 │ 73 │ 219 │ 140 │

│ 146 │ 73 │ 245 │ 114 │

│ 168 │ 89 │ 245 │ 127 │

│ 178 │ 89 │ 245 │ 140 │

│ 178 │ 102 │ 273 │ 127 │

│ 194 │ 102 │ 140 │ 140 │

│ 194 │ 114 │ 299 и более │ 140 │

└───────────────┴───────────────┴────────────────┴───────────────┘

 

3.4.1.2. Компоновку колонны бурильных труб осуществляют в соответствии с требованиями ГОСТ 631-75, с замками по ГОСТ 5286-75 в зависимости от диаметров обсадных колонн. Их соотношения приведены в табл. 3.

3.4.1.3. Расчет бурильных колонн на прочность при зарезке и бурении вторых стволов производят аналогично расчету колонн для бурения наклонно направленных скважин. Кроме того, перед зарезкой нового ствола состояние бурильных труб проверяют существующими методами контроля.

3.4.1.4. Подготовку обсадных труб, предназначенных для спуска в скважину в качестве хвостовиков при изоляции поврежденных участков колонны, крепления вторых стволов, производят в соответствии с действующими руководящими документами.

3.4.1.5. При проведении ремонтных работ допускается использование алюминиевых труб, кроме работ с кислотами, щелочами и в условиях сероводородной агрессии.

3.4.1.6. Проведение гидроиспытаний труб (бурильных и НКТ) перед ремонтными работами обязательно. При гидроиспытаниях величина давлений должна быть не ниже минимальных, приведенных в действующих РД и нормативно - технических документах.

3.4.1.7. Транспортирование труб на скважину производят на специальном транспорте. Резьбовые соединения труб должны быть защищены предохранительными кольцами и пробками.

3.4.1.8. В процессе подготовки труб проверяют состояние их поверхности, муфт и резьбовых соединений.

3.4.1.9. При шаблонировании труб в случае задержки шаблона трубу следует забраковать.

3.4.1.10. Длину труб измеряют стальной рулеткой.

3.4.1.11. В процессе подготовки трубы группируют по комплектам в соответствии с их типами и размерами.

3.4.1.12. Не допускается использование переводников и узлов с проходным сечением, препятствующим свободному прохождению на забой скважины геофизических приборов.

3.4.1.13. Подъемные патрубки и переводники должны быть заводского изготовления и иметь паспорта с указанием марки стали.

 

4. Капитальный ремонт скважин

 

4.1. Исправление смятых участков эксплуатационных колонн

4.1.1. Исправление смятого участка эксплуатационной колонны производят с помощью набора оправок, оправочных долот или грушевидных фрезеров.

4.1.2. Диаметр первого спускаемого оправочного инструмента должен быть на 5 мм меньше диаметра обсадной колонны на участке смятия. Диаметр последующего справочного инструмента должен быть увеличен не более чем на 3 - 5 мм.

4.1.3. Исправление смятого участка обсадной колонны с помощью оправочных долот производят при медленном проворачивании их не более чем на 30 град. Осевую нагрузку при этом выбирают в зависимости от диаметров обсадных и бурильных труб (табл. 4).

4.1.4. Исправление смятого участка обсадной колонны с использованием грушевидных фрезеров производят при медленном проворачивании и осевом нагружении на инструмент в соответствии с табл. 4. Не допускается применение фрезеров с твердосплавными наплавками на их боковой поверхности.

4.1.5. Контроль качества работ производят с помощью справочного инструмента, диаметр которого обеспечивает свободное прохождение в колонне плоской свинцовой печати или специального шаблона.

4.2. Ремонтно - изоляционные работы

4.2.1. Отключение пластов или их отдельных интервалов.

4.2.1.1. Изоляционные работы по п. 4.2.1 проводят методом тампонирования под давлением без установки пакера через общий фильтр или с установкой съемного или разбуриваемого пакера через фильтр отключаемого пласта:

1) производят глушение скважины;

2) спускают НКТ с "пером" или пакером (съемным или разбуриваемым);

3) при отключении верхних или промежуточных пластов выполняют операции по предохранению нижних продуктивных пластов (заполняют ствол скважины в интервале от искусственного забоя до отметки на 1,5 - 2,0 м ниже подошвы отключаемого пласта песком, глиной или вязкоупругим составом, устанавливают цементный мост или взрыв - пакер);

4) производят гидроиспытание НКТ или НКТ с пакером;

5) определяют приемистость вскрытого интервала пласта. Если она окажется менее 0,6 куб. м/(ч x МПа), проводят работы по увеличению приемистости изолируемого интервала (например, обработку соляной кислотой);

6) выбирают тип и объем тампонажного раствора;

7) приготавливают и закачивают под давлением в заданный интервал тампонажный раствор и оставляют скважину на ОЗЦ. Срок ОЗЦ устанавливают в зависимости от типа тампонажного раствора. По истечении срока ОЗЦ производят проверку моста и гидроиспытание эксплуатационной колонны;

8) при необходимости производят дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта;

9) при отключении верхних и промежуточных пластов, эксплуатация которых осуществляется при депрессии на пласт более 2 МПа, после проведения тампонирования под давлением интервал перфорации перекрывают дополнительно металлическим пластырем.

4.2.1.2. При проведении работ по ограничению водопритоков и использовании тампонажных составов, селективно воздействующих на участки пласта с различными насыщающими жидкостями и селективно отверждающихся в них, закачку составов осуществляют через существующий фильтр без предварительного отключения нефтенасыщенных интервалов или же при необходимости используют пакеры. Работы проводятся в соответствии с РД, регламентирующим применение конкретных изоляционных составов.

4.2.1.3. Ремонтные работы методом тампонирования в скважинах, содержащих в продукции сероводород, выполняются с применением сероводородостойких тампонажных материалов на минеральной или полимерной основе.

4.2.2. Исправление негерметичности цементного кольца

4.2.2.1. Производят глушение скважины (см. п. 3.1).

4.2.2.2. Оборудуют устье скважины с учетом возможности осуществления прямой и обратной циркуляции, а также расхаживания труб.

4.2.2.3. Поднимают НКТ и скважинное оборудование.

4.2.2.4. Проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований.

4.2.2.5. Определяют приемистость флюидопроводящих каналов в заколонном пространстве и направление движения потока, а также степень отдачи пластом поглощенной жидкости.

4.2.2.6. Анализируют геолого - технические характеристики пласта и работу скважины:

 

Таблица 4

 

ВЫБОР ОСЕВОЙ НАГРУЗКИ НА ОПРАВОЧНОЕ ДОЛОТО

В ЗАВИСИМОСТИ ОТ РАЗМЕРОВ ОБСАДНЫХ И БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

 

Диаметр обсадной колонны, мм		127 - 146
Диаметр бурильных труб, мм	60 или 73
Осевая нагрузка, кН	5 - 10	10 - 20	10 - 40	20 - 50	30 - 50

 

1) величину кривизны и кавернозности ствола скважины;

2) глубину расположения центраторов и других элементов технологической оснастки обсадной колонны;

3) температуру и пластовое давление;

4) тип горных пород;

5) давление гидроразрыва;

6) дебит скважины;

7) содержание и гранулометрический состав механических примесей в продукции;

8) химический состав изолируемого флюида.

4.2.2.7. Проверяют скважину на заполнение и определяют приемистость дефектной части крепи при установившемся режиме подачи жидкости.

4.2.2.8. Производят оценку объема отдаваемой пластом жидкости в соответствии с РД [7].

4.2.2.9. За 3 - 5 сут. до осуществления работ проводят лабораторный анализ тампонажного состава в условиях ожидаемых температуры и давления. Время начала загустевания тампонажного состава должно быть не менее 75% от расчетной продолжительности технологического процесса.

4.2.2.10. При исправлении негерметичности цементного кольца, расположенного над продуктивным пластом, проводят дополнительные подготовительные операции.

4.2.2.11. Создают спецотверстия на участке высотой 1 м (5 - 10 отверстий) над эксплуатационным фильтром против плотных пород.

4.2.2.12. Перекрывают интервал перфорации (в интервале продуктивного пласта) песчаной пробкой и сверху слоем глины высотой 1 м над песчаной пробкой или взрыв - пакером типа ВП, устанавливаемым на 2 - 3 м выше верхних перфорационных отверстий, но не менее чем на 2 м ниже спецотверстий.

4.2.2.13. Если тампонирование проводят через эксплуатационный фильтр, то его перекрывают песчаной пробкой из расчета, что 1 м верхней части фильтра остается неперекрытым.

4.2.2.14. Замеряют глубину установки песчаной пробки (взрыв - пакера).

4.2.2.15. Определяют приемистость изолируемого объекта.

4.2.2.16. Спускают и устанавливают башмак заливочной колонны в зависимости от приемистости объекта:

1) при приемистости 1,5 куб. м/(ч x МПа) - на 20 м выше спецотверстий;

2) при приемистости менее 1,5 куб. м/(ч x МПа) - на 1,0 - 1,5 м ниже спецотверстий.

4.2.2.17. Производят гидроиспытание колонны НКТ и пакера.

4.2.2.18. Приготавливают, закачивают и продавливают тампонажный раствор в заданный интервал:

1) при приемистости скважины до 2 куб. м/(ч x МПа) применяют цементный раствор или его комбинацию с полимерными составами;

2) при приемистости более 2 куб. м/(ч x МПа) предварительно снижают интенсивность поглощения с применением различных наполнителей.

4.2.2.19. По истечении установленного срока ОЗЦ проверяют эксплуатационную колонну на герметичность.

4.2.2.20. Разбуривают цементный мост.

4.2.2.21. Вымывают из скважины песчаную пробку.

4.2.2.22. Оценивают качество РИР с помощью геофизических и гидродинамических методов исследований.

4.2.2.23. При исправлении негерметичности цементного кольца, расположенного ниже эксплуатационного объекта (пласта), РИР проводят через фильтр нижнего объекта или через специальные перфорационные отверстия.

4.2.2.24. Если РИР проводят через фильтр нижнего эксплуатационного объекта, башмак НКТ устанавливают на 1,0 - 1,5 м ниже фильтра.

4.2.2.25. Если РИР планируют проводить через специальные перфорационные отверстия, то эти отверстия простреливают или в зоне ВНК, или в интервале плотного раздела между нижним эксплуатационным и нижележащим водоносным пластами. Башмак НКТ устанавливают на 1,0 - 1,5 м ниже интервала специальных перфорационных отверстий. При использовании при этом пакера его резиновый элемент устанавливают между подошвой нижнего пласта и интервалом специальных отверстий.

4.2.2.26. После окончания тампонирования удаляют излишний объем тампонажного раствора из НКТ обратной промывкой, поднимают НКТ на 50 - 100 м и скважину оставляют на ОЗЦ.

4.2.3. Наращивание цементного кольца за обсадной колонной.

4.2.3.1. Перед проведением процесса устанавливают из дела скважины:

1) параметры глинистого и цементного растворов, использованных при первичном цементировании;

2) наличие и интенсивность поглощения в процессе бурения скважины;

3) тип буферной жидкости и другие необходимые данные.

4.2.3.2. Останавливают скважину и определяют динамику восстановления давления в межколонном пространстве.

4.2.3.3. Производят глушение скважины.

4.2.3.4. Поднимают и производят ревизию НКТ.

4.2.3.5. Шаблонируют эксплуатационную колонну до глубины на 100 - 200 м ниже расположения цементного кольца за обсадной колонной.

4.2.3.6. Устанавливают цементный мост над интервалом перфорации и по истечении срока ОЗЦ проверяют прочность цементного моста при разгрузке НКТ с промывкой.

4.2.3.7. Проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований.

4.2.3.8. При наличии зон поглощений проводят изоляционные работы для снижения их интенсивности.

4.2.3.9. Выбирают тип тампонажного материала в зависимости от интенсивности поглощения с учетом геолого - технических и температурных условий. В скважинах, в которых возможен гидроразрыв пласта, следует использовать облегченные тампонажные растворы.

4.2.3.10. При прямом тампонировании через специальные отверстия на заданной глубине в обсадной колонне простреливают отверстия, промывают скважину до полного удаления остаточного объема старого бурового раствора, закачивают расчетный объем тампонажного раствора, поднимают НКТ на 50 - 100 м и оставляют скважину на ОЗЦ. Определяют верхнюю границу цементного кольца за обсадной колонной. Разбуривают цементный стакан в обсадной колонне и проверяют ее на герметичность.

4.2.3.11. Обратное тампонирование применяют в случаях, когда над наращиваемым цементным кольцом находится интенсивно поглощающий пласт. Тампонажный раствор с закупоривающими наполнителями закачивают в заколонное пространство с устья.

4.2.3.12. Комбинированное тампонирование применяют в случаях, когда перед прямым тампонированием не удается восстановить циркуляцию из-за наличия в разрезе одной или нескольких зон поглощений. Первую порцию тампонажного раствора закачивают прямым способом через отверстия, а вторую - обратным.

4.2.3.13. Качество работ оценивают по результатам гидроиспытания обсадной колонны, определения высоты подъема тампонажного раствора за обсадной колонной, а также по результатам наблюдений за измерением величины межколонного давления при опорожнении обсадной колонны.

4.2.3.14. В случае, если установлена негерметичность обсадной колонны в интервале спецотверстий, производят дальнейшие работы по ликвидации негерметичности с применением стальных гофрированных пластырей.

4.3. Устранение негерметичности обсадной колонны

4.3.1. Тампонирование.

4.3.1.1. Работы по устранению негерметичности обсадных колонн включают изоляцию сквозных дефектов обсадных труб и повторную герметизацию их соединительных узлов (резьбовые соединения, стыковочные устройства, муфты ступенчатого цементирования) [7].

4.3.1.2. Останавливают и глушат скважину. Проводят исследования скважины.

4.3.1.3. Проводят обследование обсадной колонны.

4.3.1.4. Выбирают технологическую схему проведения операции, тип и объем тампонажного материала.

4.3.1.5. Ликвидацию каналов негерметичности соединительных узлов производят тампонированием под давлением.

4.3.1.6. В случае достоверной информации о негерметичности резьбового соединения используют метод установки металлического пластыря.

4.3.1.7. Технологию тампонирования негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн производят в соответствии с РД [7].

4.3.1.8. В качестве тампонирующих материалов используют фильтрующие полимерные составы, образующие газонепроницаемый тампонажный камень или гель.

4.3.1.9. Использование цементных растворов для работ по п. 4.3.1.1 запрещается.

4.3.1.10. Тампонирование под давлением с отставанием тампонажного моста производят в соответствии с РД [7].

4.3.1.11. В случае, если в скважине межколонных проявлений не наблюдалось, а негерметичность выявлена при гидроиспытании, башмак НКТ устанавливают на 5 - 10 м выше искусственного забоя или цементного моста, расположенного над интервалом перфорации. В качестве тампонирующего материала используют гелеобразующие составы.

4.3.1.12. При неустановленном интервале негерметичности обсадной колонны применяют метод тампонирования под давлением с непрерывной (или с остановками) прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству.

4.3.1.13. В случае, если в процессе эксплуатации наблюдались межколонные проявления, после отключения интервала перфорации башмак НКТ устанавливают на 200 - 300 м выше нижней границы предполагаемого интервала негерметичности.

4.3.1.14. В случае, если величина межколонного давления больше 4 МПа, в качестве тампонирующих материалов допускается использование отверждающихся составов.

4.3.1.15. В фонтанирующих скважинах допускается применение извлекаемого полимерного состава.

4.3.1.16. Ликвидацию каналов негерметичности в стыковочных устройствах в муфтах ступенчатого цементирования производят в соответствии с РД [7].

4.3.1.17. Изоляцию сквозных дефектов обсадных колонн осуществляют, если:

1) замена дефектной части колонны или перекрытие ее трубами меньшего диаметра технически невозможны;

2) зона нарушения обсадной колонны расположена более чем на 500 м выше интервала перфорации. В этом случае устанавливают дополнительный цементный мост высотой не менее 5 м в интервале на 20 - 30 м ниже дефекта.

4.3.1.18. При наличии в колонне нескольких дефектов тампонирование каждого дефекта производят последовательно сверху вниз, предварительно установив под очередным нарушением на расстоянии от 20 до 30 м разделительный мост высотой не менее 5 м.

4.3.1.19. При приемистости дефекта колонны более 3 куб. м/(ч x МПа) предварительно проводят работы по снижению интенсивности поглощения.

4.3.1.20. При приемистости 0,5 куб. м/(ч x МПа) в качестве тампонажного материала используют полимерные материалы в соответствии с РД [7].

4.3.1.21. При тампонировании под давлением лишний объем тампонажного раствора из зоны дефекта не удаляют.

4.3.1.22. На период отверждения скважину оставляют под избыточным давлением от 40 до 60% от достигнутого при продавливании тампонажного раствора.

4.3.1.23. Определяют местоположение установленного моста и разбуривают его, оставляя толщиной не менее 3 м над дефектом.

4.3.1.24. Перекрытие дефекта обсадной колонны трубами меньшего диаметра производят в случаях, если:

1) замена дефектной части обсадной колонны технически невозможна;

2) метод тампонирования не обеспечивает необходимой герметичности обсадной колонны;

3) обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение которых технически невозможно или экономически нецелесообразно;

4) по условиям эксплуатации скважины допускается уменьшение проходного сечения колонны.

4.3.1.25. Оценка качества работы:

1) при оценке качества изоляционных работ руководствуются действующим РД. При испытании отремонтированного интервала газом межколонные проявления должны отсутствовать;

2) качество РИР без отключения перфорированной зоны оценивают по результатам изменения межколонного давления при освоении и эксплуатации скважины;

3) при определении показателя долговечности (среднего срока службы изолирующего тампона) устанавливают ежемесячный контроль за эксплуатацией скважин.

4.3.2. Установка стальных пластырей

4.3.2.1. Пластырь из тонкостенной трубы ст. 10 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 15 м, сваренный на производственной базе, а также секционный сварной пластырь большей длины, свариваемый над устьем скважины.

4.3.2.2. Работы по установке пластыря выполняются в соответствии с требованиями РД [8]. Предусматривается следующая последовательность операций:

4.3.2.2.1. После глушения скважины поднимают НКТ и другое скважинное оборудование.

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

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

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

4.3.2.2.5. 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.

4.3.2.2.6. Очищают внутреннюю поверхность обсадной колонны в интервале ремонта от загрязнений гидравлическим скребком типа СГМ-1 (ТУ 39-1105-86).

4.3.2.2.7. Производят шаблонирование обсадной колонны:

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

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

3) 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.

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

4.3.2.2.9. Если в процессе обследования обсадной колонны выявлено несколько нарушений, подготовительные работы на каждом из них проводят последовательно в соответствии с пп. 4.3.2.2.5 - 4.3.2.2.8.

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

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

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

4.3.2.2.13. Дорн должен быть оборудован клапанами для долива и слива жидкости.

4.3.2.2.14. При работе на загрязненных жидкостях целесообразно над дорном устанавливать пескосборник.

4.3.2.2.15. 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.

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

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

4.3.2.2.18. Технология установки стального пластыря в обсадной колонне в общем виде следующая:

1) на устье скважины собирают дорн с продольно - гофрированной трубой;

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

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

4) приглаживают пластырь лорнирующей головкой при избыточном давлении 12 МПа не менее 4 - 5 раз;

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

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

4.3.2.2.19. Оценку качества работ производят в соответствии с требованиями действующей инструкции.

4.4. Крепление слабосцементированных пород в ПЗП

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

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

1) установка фильтров;

2) заполнение заколонного пространства гранулированными материалами или отсортированным песком;

3) термические и термохимические способы;

4) металлизация;

5) синтетические полимеры;

6) песчано - смолистые составы;

7) пеноцементы.

4.4.1.2. 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.

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

4.4.3. Подготовительные работы.

4.4.3.1. Определяют температуру в зоне тампонирования.

4.4.3.2. Определяют содержание механических примесей в продукции.

4.4.3.3. Определяют дебит и содержание воды в продукции.

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

4.4.3.5. 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.

4.4.3.6. Останавливают и глушат скважину.

4.4.3.7. Спускают НКТ до забоя и промывают ствол скважины.

4.4.3.8. 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.

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

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

4.4.3.11. Технологический процесс осуществляют в соответствии с действующими РД.

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

4.5. Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин

4.5.1. Подготовительные работы.

4.5.1.1. Составляют план ликвидации аварии. В плане предусматривают меры, предупреждающие возникновение проявлений и открытых фонтанов, а также меры по охране недр и окружающей среды.

4.5.1.2. План ликвидации аварии с учетом возможности возникновения проявлений и открытых фонтанов согласуется с противофонтанной службой и утверждается главным инженером предприятия.

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

4.5.1.4. Доставляют на скважину, в зависимости от вида аварии, комплекты ловильных инструментов, печатей, спецдолот, фрезеров и т.п.

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

4.5.1.6. При проведении ремонтно - изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пластов давлением газа, нефти (после вызова притока), а также против проницаемых нефтепродуктивных пластов.

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

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

4.5.2.2. 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.

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

1) спускают свинцовую печать и определяют состояние оборванного конца трубы;

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

4.5.4. Извлечение прихваченных цементом труб производят в следующей последовательности. Отворачивают и поднимают свободные от цемента трубы. Затем 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 офрезерован. Фрезерование труб должно осуществляться при интенсивной промывке скважины и осевой нагрузке на фрезер не более 10 - 20 кН.

4.5.5. 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.

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

4.5.7. 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.

4.5.8. 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.

4.6. Перевод на другие горизонты и приобщение пластов

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

4.6.2. 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.

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

4.6.3.1. 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.

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

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

4.6.3.4. 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.

4.6.3.5. 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.

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

4.6.3.7. 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).

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

4.6.3.9. 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 куб. м/(ч x МПа) и цементный раствор и его модификации - при приемистости более 2 куб. м/(ч x МПа).

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

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

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

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

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

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

4.7. Перевод скважин на использование по другому назначению

4.7.1. Перевод скважин из одной категории в другую обусловливается необходимостью рациональной разработки нефтяного месторождения.

4.7.2. Работы по переводу скважин из одной категории в другую осуществляются при полном соблюдении мер, предусмотренных технологическими схемами и проектами разработки месторождений.

4.7.3. Работы по переводу скважин для использования по другому назначению производят по плану, составленному на основании "Заказа на производство капитального ремонта скважин" цехом КРС и утвержденному нефтегазодобывающим предприятием.

4.7.4. В план работ по переводу скважин для использования по другому назначению включают следующие оценочные работы.

4.7.4.1. Определение герметичности эксплуатационной колонны.

4.7.4.2. Определение высоты подъема и качества цемента за колонной.

4.7.4.3. Определение наличия заколонных перетоков.

4.7.4.4. Оценка опасности коррозионного разрушения внутренней и наружной поверхностей обсадных труб.

4.7.4.5. В случае обнаружения дефектов эксплуатационной колонны предусматривают ремонтные работы в соответствии с п. 4.3.

4.7.4.6. Снятие кривой восстановления давления и оценка коэффициента продуктивности скважины, а также характера распределения закачиваемой жидкости по толщине пласта с помощью РГД.

4.7.4.7. Оценка нефтенасыщенности пласта геофизическими методами.

4.7.4.8. Излив в коллектор жидкости глушения скважины в зависимости от текущей величины пластового давления или остановки ближайшей нагнетательной скважины.

4.7.4.9. Освоение скважины под отбор пластовой жидкости по находившемуся под нагнетанием пласту.

4.7.5. Освоение скважины по п. 4.7.4.9 осуществляют в следующем порядке:

4.7.5.1. В зависимости от результатов исследований проводят обработку ПЗП в соответствии с работами по п. 4.9.

4.7.5.2. Осуществляют дренирование пласта самоизливом или с помощью компрессора, ШГН, ЭЦН.

4.7.5.3. Производят выбор скважинного оборудования (ШГН, ЭЦН) в зависимости от продуктивности пласта.

4.7.5.4. Проводят исследование скважины с целью оценки коэффициента продуктивности и характера притока жидкости.

4.7.6. При освоении скважины под отбор нефти из другого горизонта предварительно проводят работы по изоляции нижнего или верхнего пласта по отношению к пласту, в котором велось закачивание воды.

4.7.7. На устье специальных скважин устанавливают оборудование, обеспечивающее сохранность скважин и возможность спуска в них исследовательских приборов и аппаратуры.

4.8. Зарезка новых стволов

4.8.1. Зарезку новых стволов производят в случаях, если применение существующих методов РИР технически невозможно или экономически нерентабельно.

4.8.2. Подготовительные работы.

4.8.2.1. Производят обследование обсадной колонны свинцовой печатью, диаметр которой должен быть на 10 - 12 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны.

4.8.2.2. Спускают и проверяют проходимость шаблона для установления возможности спуска отклонителя. Диаметр шаблона Dш и длину шаблона Lш определяют следующим образом:

 

Dш = Dо + 10...12 мм;

 

Lш = Lо + 300...400 мм,

 

где:

Dо - наибольший диаметр отклонителя, мм;

Lо - длина отклонителя, мм.

4.8.2.3. Производят отбивку муфт с помощью локатора муфт (ЛМ) для выбора интервалов вырезания "окна" и установки цементного моста.

4.8.2.4. Устанавливают цементный мост высотой 5 - 6 м из условия расположения его верхней части на 0,5 - 1,0 м выше муфтового соединения.

4.8.2.5. Удаляют со стенок обсадных труб цементную корку и производят повторное шаблонирование обсадной колонны до глубины установки цементного моста.

4.8.2.6. Проверяют герметичность обсадной колонны при давлении, в 1,5 раза превышающем расчетное с учетом износа труб.

4.8.2.7. Спускают на бурильных трубах отклонитель со скоростью не более 0,2 м/с. Соединение бурильных труб с отклонителем осуществляют с помощью спускного клина. Спуск отклонителя до головы моста контролируют по показаниям индикатора массы (2 - 3 деления). При осевой нагрузке 30 - 40 кН срезают нижнюю шпильку и перемещают подвижной патрубок по направляющей трубе. При дальнейшем увеличении осевой нагрузки до 100 кН срезают верхние болты, освобождают и поднимают спускной клин.

4.8.3. Технология прорезания "окна" в обсадной колонне

4.8.3.1. Спускают на бурильных трубах райбер, армированный твердым сплавом. Диаметр райбера выбирают на 10 - 15 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны в интервале вскрываемого "окна".

4.8.3.2. Производят прорезание колонны при вращении бурильного инструмента со скоростью 45 - 80 об/мин с одновременной подачей райбера по наклонной поверхности отклонителя. Производительность насосов при этом должна быть не менее 10 л/с. В процессе райбирования величину осевой нагрузки следует постепенно увеличивать от 5 кН, в период приработки райбера, до 50 кН, при вскрытии "окна", а при выходе райбера из колонны этот показатель уменьшают до 10 - 20 кН.

4.8.3.3. Оптимальную осевую нагрузку при вырезании "окна" выбирают в зависимости от диаметра райбера, и она должна составлять 2 кН на каждые 100 мм диаметра райбера.

4.8.3.4. О полном вскрытии "окна" в обсадной колонне судят по показаниям индикатора массы и манометра, установленного на манифольдной линии (давление резко повышается).

4.8.3.5. Забуривание второго ствола производят при пониженной осевой нагрузке на глубину, равную длине рабочей трубы.

4.8.4. Дальнейшее бурение производят в соответствии с решением, принятым для данного геологического разреза.

4.9. Работы по интенсификации добычи нефти

4.9.1. Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ).

4.9.1.1. Общие положения.

4.9.1.1.1. 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.

4.9.1.1.2. 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 (РД [1]).

4.9.1.1.3. ОПЗ проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями (см. раздел 2).

4.9.1.1.4. 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.

4.9.1.1.5. Однократное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих случаях:

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

2) 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.

4.9.1.1.6. 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.

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

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

1) кислотные ванны;

2) промывку пеной или раствором ПАВ;

3) гидроимпульсное воздействие (метод переменных давлений);

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

5) многоцикловую очистку с применением пенных систем;

6) воздействие на ПЗП с использованием гидроимпульсного насоса;

7) ОПЗ с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС);

8) воздействие на ПЗП с использованием растворителей (бутилбензольная фракция, стабильный керосин и др.).

4.9.1.2. Кислотная обработка

4.9.1.2.1. Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих в основном из кальцита, доломита и других солей угольной кислоты, а также терригенных коллекторов с повышенным содержанием карбонатов (свыше 10%) используют соляную кислоту. Допускается применение сульфаминовой и уксусной кислот.

4.9.1.2.2. Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфатов, соединений железа и т.п.), обрабатывают 10 - 16-процентным водным раствором соляной кислоты.

4.9.1.2.3. Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной (10% масс.) или сульфаминовой (10% масс.) кислотами.

4.9.1.2.4. При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3 - 5% масс.) или лимонную (2 - 3% масс.) кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе.

4.9.1.2.5. В трещинных и трещинно - поровых коллекторах для глубокой (по простиранию) обработки используют замедленно взаимодействующие с карбонатами составы на основе соляной кислоты, дисперсные системы типа эмульсий и загущенных растворов:

1) для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ (сульфонол, ОП-10 и др.) и стабилизатор (КМЦ и др.);

2) для приготовления загущенной кислоты в раствор соляной кислоты (от 12 до 15% масс.) вводят КМЦ или сульфит - спиртовую барду (0,5 - 3,0% масс.).

4.9.1.2.6. Обработку карбонатных коллекторов в скважинах с температурой от 100 до 170 град. C производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии со специальным эмульгатором (диаминдиолеат, первичные амины, алкиламиды) от 0,5 до 1-процентной концентрации.

4.9.1.2.7. Объем кислотного раствора и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воздействия, рецептуры применяемого состава и геолого - технических условий (толщина, пористость, проницаемость, забойная температура, давление пласта) выбирают из табл. 5.

4.9.1.2.8. Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10%, а также в случае загрязненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10 до 12% масс.) и плавиковой (от 3 до 5% масс.) кислот. Допустимо использование взамен плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых пород. При первичной обработке используют от 0,3 до 0,4 куб. м раствора на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.

4.9.1.2.9. Для обработки коллекторов, представленных ангидритами, используют соляно - кислотные растворы с добавками от 6 до 10% масс. азотно - кислого натрия.

4.9.1.2.10. Во всех случаях при проведении кислотных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии в соответствии с требованиями РД [9].

 

Таблица 5

 

ОБЪЕМ КИСЛОТЫ ДЛЯ ОПЗ В ЗАВИСИМОСТИ

ОТ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА - КОЛЛЕКТОРА

И КОЛИЧЕСТВА ОБРАБОТОК

 

┌──────────────┬─────────────────────────────────────────────────┐

│ Количество │ Объем кислоты, куб. м (из расчета 15-п