Капитальный ремонт скважин

     После определения высоты подъема цементного раствора и качества цементирования скважины приступают к обвязке устья скважины.

     Благодаря конструктивным особенностям обвязок можно:

а) подвешивать промежуточные  и эксплуатационные колонны на клиньях; б) спрессовывать отдельные элементы обвязки в буровой; в) контролировать давление в межтрубных пространствах.

     После обвязки устья скважины в обсадную колонну спускают желонку или пикообразное долото на бурильных трубах для установления местонахождения цементного раствора внутри обсадных труб. После уточнения местонахождения цементного раствора внутри обсадной колонны в случае необходимости приступают к разбуриванию заливочных пробок, остатков затвердевшего цементного раствора и деталей низа обсадной колонны.

     Разбуривание должно вестись пикообразным неармированным долотом диаметром на 7 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны, считая по самой толстостенной трубе. Обратный клапан может разбуриваться торцовым цилиндрическим фрезером, обеспечивающим сохранность колонны от повреждения.

Если предполагается разбурить только заливочные пробки, упорное кольцо «стоп» и цементный стакан до обратного клапана, то можно не оборудовать устье скважины противовыбросовой арматурой. Если же будет разбурен и обратный клапан, вскрыт фильтр или башмак зацементированной колонны, то устье необходимо оборудовать соответствующим образом.

     Перед опрессовкой жидкость в колонне заменяют водой. При проверке герметичности давление опрессовки должно на 20 % превышать максимальное устьевое давление, которое может возникнуть при эксплуатации данной колонны.

     Во всех случаях давление опрессовки должно быть не менее указанного ниже:

Диаметр колонны, мм 426 - 324 - 245 - 194 - 168 - 146 - 127 - 377 - 273 - 219 - 141 - 114

Давление на устье, МПа, не менее .......... 5 6 7 7,5 8 10 12

     Колонна считается герметичной, если не наблюдается перелива воды или выделения газа, а также если за 30 мин испытания давление снижается не более чем на 0,5 МПа при опрессовке давлением более 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при опрессовке давлением менее 7 МПа. Отсчет времени начинают спустя 5 мин после создания давления.

     В разведочных скважинах герметичность колонны проверяют снижением уровня жидкости, если плотность бурового раствора была менее 1400 кг/м3, или заменой более тяжелого бурового раствора на воду. Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в течение 8 ч поднимается не более чем на 1 м в 146- и 168-мм колоннах и на 0,5 м в 194- и 219-мм колоннах и больше (не считая первоначального повышения уровня за счет стока жидкости со стенок колонны).

     Для испытания обсадных колонн опрессовкой обычно пользуются цементировочным агрегатом. Для испытания обсадных колонн на герметичность путем понижения уровня пользуются компрессором или желонкой, опускаемой в скважину на канате.

При испытании на герметичность может оказаться, что колонна негерметична. Одно из первоначальных мероприятий по устранению негерметичности - определение места утечки в колонне. Для этого проводят исследования резистивиметром, который служит для измерения удельного сопротивления жидкости. После замера электросопротивляемости однородной жидкости внутри колонны получают диаграмму равного сопротивления, выраженную прямой линией по оси ординат. Вызывая снижением уровня в колонне приток воды и вновь замеряя сопротивление, получают другую диаграмму, точки отклонения которой от первой диаграммы связаны с местом течи в колонне.

     После установления места течи в колонне производят дополнительное цементирование по способу Н. К. Байбакова, опуская трубы, через которые будет прокачиваться цементный раствор, на 1 - 2 м ниже места течи.

 

 

7. Заключение

 

     Капитальный  ремонт скважин, а также технологические воздействия на призабойную зону являются сложными и дорогостоящими операциями, при этом при этом успех этих работ не всегда является стопроцентным. В последние годы в различных странах проводятся интенсивные исследования, направленные на повышение, в частности, обработок призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин применяемыми методами.

     Эффективность  любого технологического воздействия на призабойную зону связана с точным знанием причин ухудшения (изменения) состояния призабойной зоной и подбором соответствующих методов воздействия. Любой метод технологического воздействия должен базироваться на тщательном планировании работ на скважине и на надёжном и достоверном мониторинге (контроле)  процесса в реальном времени его проведения.

     Другим  направлением капитального ремонта  скважин являются ремонтно –  изоляционные работы, связанные  с прекращением или снижением поступления воды в скважину.

     Известно  много способов водоизоляционных  работ в скважине, но для выбора  одного из них необходимо точное  знание причины  поступления воды и места, откуда она поступает. При выборе того или иного способа каждая технология обработки каждая технология обработки должна исходить из следующих ожидаемых результатов:

     - закачиваемые тампонирующие материалы должны полностью заполнить каналы поступления воды;

     - они должны создать водоизолирующий  барьер, который при последующей эксплуатации скважины обеспечит достаточное сопротивление без разрушения действующей депрессии;

     - применяемые материалы, техника  и технология должны обеспечить  не только высокую эффективность  водоизоляционных работ, но и  безопасность персонала и существующие экологические требования к подобным операциям.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8. Список  использованной литературы

 

1. Л.С.Каплан. Учебное пособие для оператора «Оператор по добыче нефти и 

      попутного газа». г.Уфа, 2005 г.

2. И.Т.Мищенко. Скважинная добыча нефти. г.Москва, 2003 г.
3. Ф.С.Абдуллин.  Добыча нефти и газа. «Недра». г.Москва, 1983 г.
4. В.Р.Еникеев. Практическое пособие для операторов по добыче нефти. «Недра». г.Москва, 1965 г.
5. С.Г.Рассохин. Оператор по добыче нефти и газа. г.Москва, 2002 г.
6. Бурение нефтяных и газовых скважин.
7. Нефтегазопромысловое оборудование