Исследование скважин
|
Скачать 1.45 Mb.
|
|
Технология установки стального пластыря в обсадной колонне в общем виде следующая
Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра Перекрытие дефекта обсадной колонны трубами меньшего диаметра производят в случаях, если:
Оценка качества работы:
Дополнительные колонны спускают внутрь дефектных эксплуатационных колонн, устанавливая башмак ее ниже дефекта, или выше эксплуатационного горизонта, или на забое. В отдельных случаях с целью экономии обсадных труб спускают «летучку», которая перекрывает только интервал дефектов, при этом нижняя и верхняя части эксплуатационной колонны остаются прежними. Верхний конец «летучки», находящийся на некотором расстоянии от устья скважины, оборудуют специальной направляющей воронкой, а нижний — башмаком с фаской. Дополнительные колонны спускают в скважину с последующим цементированием их или же с установкой пакера. При цементировании дополнительной колонны обеспечивается надежная изоляция притока посторонних вод к фильтру скважины. Длина «летучки» принимается из расчета создания цементного кольца в затрубном пространстве на 30—50 м выше верхнего дефекта в эксплуатационной скважине. Перед спуском в скважину резьбу «летучки» тщательно протирают и смазывают. Нижний конец ее оборудуют башмаком, а в соответствующих местах устанавливают пружинные фонари. На верхнем конце «летучки» 9 устанавливают воронку 8 с левой резьбой. «Летучку» соединяют с колонной бурильных труб 1 посредством переводника — обратного клапана, который состоит из корпуса 2, муфты 6 с левой резьбой. Внутри муфты установлены шариковый клапан 4 с пружиной 3 и тарельчатый клапан 7. Каналы 5 соединяют полость бурильных труб через клапан 4 с кольцевым пространством скважины. После установки песчаной или глинопесчаной пробки выше фильтра и шаблонирования колонны на бурильных трубах спускают «летучку» и цементируют ее. Затем закачивают расчетный объем цементного раствора и продавочной жидкости и после этого способом обратной промывки вымывают излишний цементный раствор через шариковый клапан переводника. Близкое расположение каналов к воронке обеспечивает удаление цементного раствора из пространства выше воронки, благодаря чему исключается прихват цементом переводника и бурильных труб. После затвердения цемента отвинчивают колонну бурильных труб, извлекают ее из скважины, определяют высоту подъема цемента за «летучкой» и испытывают ее на герметичность. Затем разбуривают цементную пробку, промывают скважину для удаления пробки, перекрывающей отверстия фильтра. На этом ремонт заканчивается. Дополнительные обсадные колонны можно спускать с пакерами различных конструкций. Наиболее целесообразно применять пакеры механического и гидравлического действия, предназначенные для разобщения пластов при раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной. Дополнительную колонну с пакером «висячего» типа спускают следующим образом. В интервале существующего фильтра создают песчаную или глинопесчаную пробку, которая перекрывает отверстия фильтра. В скважину спускают шаблон и если последний беспрепятственно проходит по всему стволу, спускают дополнительную колонну с пакером до песчаной пробки. Воду в скважине заменяют глинистым раствором. При использовании пакера механического действия уплотняют резиновые элементы весом дополнительной колонны. В случае применения пакера гидравлического действия, путем закачки жидкости в трубы освобождают чашеобразные резиновые манжеты пакера от предохранительных кожухов. Верхнюю часть колонны укрепляют на устье скважины. Испытывают пакер и дополнительную колонну на герметичность. Для этого в затрубное пространство закачивают глинистый раствор под давлением 40—80 кгс/см2 (в зависимости от диаметра дефектной эксплуатационной колонны). Если не наблюдается перелива глинистого раствора из труб дополнительной колонны, то это означает, что пакер уплотнен, а дополнительная колонна — герметична. В скважину спускают промывочные трубы, заменяют глинистый раствор водой и промывают ее от пробки. Для спуска дополнительных колонн на небольшую глубину нельзя применять пакеры, уплотняемые весом колонны труб, так как вес колонны небольшой. В этих случаях применяют пакеры, уплотнение которых достигается при натяжке колонны труб вверх и установке верхнего конца колонны на клинья колонного фланца. Дополнительную колонну («летучку») спускают в скважину с верхним и нижним самоуплотняющимся пакерами, чашеобразные манжеты которых препятствуют движению жидкости в кольцевом пространстве между дефектной и дополнительной колоннами. Если дефект в эксплуатационной колонне находится на небольшой глубине от устья скважины, его трудно устранить заливками под давлением. Цементирование в этом случае не обеспечивает прочных цементных пробок, так как схватывание цементного раствора происходит при низкой температуре, небольшом давлении и значительном поглощении жидкости через дефект в колонне. Изоляционные работы при таких условиях можно проводить путем спуска дополнительной колонны в кольцевое пространство между эксплуатационной и технической колоннами или кондуктором. При наличии на устье скважины колонной головки пьедестальный патрубок эксплуатационной колонны заменяют патрубком с заглушкой. Если же эксплуатационная колонна закреплена на хомуте, в ее верхнюю муфту ввинчивают заглушку, снимают колонну с хомута и осторожно разгружают. На устье скважины устанавливают ротор, затем на нижний конец дополнительной обсадной трубы навинчивают торцевой фрезер длиной 0,3—0,5 м. Наружный диаметр фрезера должен быть на 10—12 мм больше наружного диаметра муфты дополнительной обсадной колонны, а внутренний диаметр — на 8—10 мм меньше внутреннего диаметра этой колонны. Фрезеры применяют с зубьями высотой 22— 25 мм, нарезанными на торцовой части инструмента и армированными твердым сплавом. К верхнему концу обсадной колонны через специальный переводник присоединяют вертлюг, обсадную колонну пропускают в отверстие стола ротора и накрывают фрезером верхний конец эксплуатационной колонны. В стол ротора вставляют набор вкладышей соответствующего размера и, вращая обсадную трубу с фрезером при одновременной промывке скважины глинистым раствором, обуривают эксплуатационную колонну на длину первой обсадной трубы. Обычным методом наращивают очередную обсадную трубу и продолжают обуривание до тех пор, пока дополнительная колонна не окажется на необходимой глубине. Затем на верхней муфте дополнительной колонны отвинчивают специальный переводник с вертлюгом, устанавливают цементировочную головку и цементируют дополнительную колонну. Сразу же после закачки цементного раствора снимают цементировочную головку и монтируют колонную головку. Для этого в дополнительную и эксплуатационную колонны ввинчивают патрубки с фланцами и пьедесталом. Дополнительную колонну устанавливают на фланец технической колонны (кондуктора), а основную колонну — на пьедестал дополнительной колонны. После монтажа колонной головки скважину оставляют в покое на срок, необходимый для затвердения цемента. Если эксплуатационная колонна была установлена на хомуте, сразу же после закачки цементного раствора снимают цементировочную головку и при помощи подъемного патрубка колонну устанавливают в то же положение, в каком она была до снятия с хомута. После затвердения цемента дополнительную колонну обвязывают с устьем, а эксплуатационную колонну сажают на хомут и вывинчивают из верхней муфты подъемный патрубок. По окончании работ по цементированию дополнительной колонны, эксплуатационную колонну проверяют шаблоном и испытывают на герметичность. Замена поврежденной части колонны Поврежденную часть колонны можно заменить в случае, когда место дефекта находится выше башмака технической колонны и выше уровня цементного кольца межколонного пространства. Для этого труборезкой вырезают верхнюю часть эксплуатационной колонны на 5—6 м выше места дефекта и извлекают ее из скважины или производят отворот по нижней не прихваченной трубе. Производят спуск новой колонны. При этом соединительное звено оборудуют специальным направлением, диаметр которого на 10—12 мм меньше диаметра технической колонны. Направление имеет козырек для того, чтобы завести и направить колонну при свинчивании. В нижней трубе для направления и центрирования спускаемой части колонны с оставшейся в скважине частью устанавливают конусную пробку, которую после соединения труб извлекают или разбуривают. После свинчивания колонну проверяют под растягивающей нагрузкой, равной 60—70% ее веса. Определяют герметичность места нового соединения колонны и при необходимости создают цементное кольцо в межколонном пространстве. Устранение негерметичности эксплуатационной колонны доворотом Для устранения негерметичности эксплуатационной колонны в скважину спускается пакер, демонтируется арматура, устанавливается катушка на доворот колонны. Пакер садится на нижнюю трубу эксплуатационной колонны не прихваченную цементом или обвалом горной породы. На катушку наматывается трос, с помощью бульдозера производят доворот колонны до появления реактивного момента. Вращение насосно-компрессорных труб с пакером свидетельствует о довороте нижней не прихваченной трубы эксплуатационной колонны. Аварии, допущенные в процессе эксплуатации и ремонта скважин В эксплуатационных и нагнетательных скважинах чаще всего происходят следующие виды аварий:
Перед началом работ по ликвидации аварии должны быть точные данные о схеме спущенного лифта, марке, числе и размерах труб и штанг по диаметрам и глубинам их спуска, а также об оставшихся в скважинах штанговых насосов или электронасосах, защитных приспособлениях и т. д. Извлечение прихваченных труб Обычно трубы оказываются прихваченными пробкой в нижней части, за исключением случаев, когда этот вид аварии произошел вследствие слома верхней части экс.колонны. Существует несколько способов освобождения НКТ. Один из них – расхаживание, т.е. попеременная натяжка и посадка колонны труб. Во избежание обрыва НКТ нагрузка при натяжке колонны должна быть на 60 – 70% меньше разрывных усилий для данного диаметра и марки труб. Расхаживать ее следует равномерно при натяжке не более 0,3 – 0,5 м за один прием, при этом периодически оставляют трубы в натянутом положении (на вытяжке). Продолжительность натяжек зависит от схемы лифта и диаметра спущенных НКТ, глубины скважины, характера и места прихвата. Если после первых двух – трех натяжек при одной и той же нагрузке удается поднять трубы за каждый прием на 0,3 – 0,5 м, то это указывает на то , что есть возможность полностью освободить прихваченные НКТ путем расхаживания. В противном случае расхаживание следует прекратить. Иногда путем длительного расхаживания удается поднять трубы только на 5 – 10 м. Это объясняется тем, что расхаживании и подъеме труб пробка в затрубе уплотнилась до такой степени, что дальнейшее расхаживание уже нерационально. В таких случаях для освобождения от прихвата НКТ внутри них размывают пробку с помощью труб меньшего диаметра с таким расчетом, чтобы, не вскрывая башмака, полностью вымыть песок из них до чистой воды, а затем продолжить промывку ниже башмака. Длительной промывкой ниже башмака удается размыть песчаную пробку за трубами, и полностью освободить их от прихвата. Извлечение труб, прихваченных цементом Для извлечения зацементированных труб необходимо освободить их от цементного камня между трубами и стенками колонны. Для этого вначале отвинчивают трубы до места прихвата цементом и извлекают их. Затем трубным или кольцевым фрезом офрезеровывают зацементированные трубы. С этой целью используют Ловильный инструмент освобождающегося типа и за один рейс фрезеруют, захватывают, отвинчивают и поднимают трубы. Длина фрезера с направлением может быть различна, но не менее 10 метров. Непосредственно над направлением устанавливают Ловильный инструмент. Фрезерование и отвинчивание производят с таким расчетом, чтобы конец оставшихся в скважине труб был фрезерован от цементного камня. Во время фрезерования нагрузка на фрез не должна превышать 1 – 2 тн. Чрезмерные нагрузки могут привести к поломке и оставлению в скважине части или фрезера с направлением. Во время обработки колонны рекомендуется интенсивно промывать скважину жидкостью глушения, чтобы обеспечить вынос разбуренного цемента. После подъема фрезер с направлением осматривают – нет ли трещин, слома зубьев. Ловильные работы с труболовками ТВМ – 1 и ТВМ – 2 Перед спуском этих труболовок в скважину, проверяют работу механизмов захвата и освобождения. Для этого труболовку устанавливают в вертикальном положении и плавно перемещают плашкодержатель от руки возвратно-поступательно. В верхнем положении плашкодержателя плашки должны утопать в его окнах. Затем его корпус вращают, по часовой стрелке – для левой труболовки, против часовой – для правой) до тех пор, пока фиксатор не выйдет из зацепления с корпусом. При этом плашкодержатель переместится в крайнее верхнее положение и зафиксирует плашки в освобожденном состоянии. Вращением корпуса против часовой стрелки фиксатор упирается в нижний торец крышки, труболовка приводится в рабочее положение. Ловильные работы проводят в следующей последовательности. Труболовку присоединяют к нижнему концу колонны бурильных труб и спускают в скважину без вращения, во избежание срабатывания механизма фиксации плашек. За 30 м до головы аварийных труб восстанавливают циркуляцию и при прокачке жидкости спускают труболовку до верхнего конца аварийных труб. Строго следя за показаниями ГИВ, медленно вводят инструмент внутрь ловимых труб и фиксируют момент посадки инструмента. В это время во избежание осложнений не следует передавать полный вес бурильной колонны на аварийный инструмент. После ввода труболовки в аварийные трубы, осторожно приподнимают инструмент для захвата ловимой колонны труб. Расхаживанием в пределах грузоподъемности труболовки поднимают захваченные трубы. При невозможности подъема колонны захваченных труб, приступают к ее отвинчиванию вращением ротора против часовой стрелки для левой труболовки и по часовой – для правой. Рекомендуемая растягивающая нагрузка должна составлять 5 – 7 тонн для труболовок ТВМ60 – 1, ТВМ73 – 1, ТВМ89 – 1 и 10 – 12 тонн для труболовок ТВМ114-1 и ТВМ114-2. |
Похожие:
 |
Курса Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Методы увеличения производительности скважин. Исследования скважин. Сбор и подготовка нефти... |
 |
Техническое задание на промывку, разбуривание портов в горизонтальных участках, освоение скважин ... |
|
Методическое указаниЕ «Нетрадиционные технологии ремонта скважин», часть 1 – Кислотная обработка скважин с помощью технологий гибких труб для студентов... |
|
Техническое задание «Сервисные услуги при строительстве эксплуатационных... «Сервисные услуги при строительстве эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием, поисково-разведочных скважин, реконструкции... |
|
Техническое задание для тендера на услугИ по супервайзерскому сопровождению Разведочных нефтянных скважин №6трм, №10трм, водозаборных разведочных скважин системы ппд №13трм, №14там и эксплуатационных скважин... |
|
Исследование скважин с применением «Койлтюбинга» Заказчик, указанный в информационной карте (п 1), намерен заключить с победителем запроса предложений договор, предмет которого указан... |
|
Вопрос №123. Подземный ремонт скважин. Виды подземных ремонтов, применяемая... |
|
Дипломного проекта по дисциплине «Заканчивание скважин» «Бурение нефтяных и газовых скважин» очной, заочной и заочносокращенной форм обучения |
|
Дополнительные главы геофизических исследований скважин Сопоставление разрезов скважин; первичная обработка диаграмм гис, опорные пласты и требования к ним |
|
Исследование №2 30 Исследование №3 31 Исследование №4. Создание сайта... Поэтому школьнику необходимо не только усвоить основные понятия и положения теории экономики, но и научится применять полученные... |
|
Растепление нефтяных скважин с помощью каротажного кабеля в западной сибири Строение гидратных пробок и механизм их возникновения в нкт нефтяных скважин |
|
Методические указания для студентов по выполнению лабораторных работ... Лабораторная работа 4, 5 Исследование регистров, счетчиков и дешифраторов Лабораторная работа 6, 7 Исследование генератора псевдослучайной... |
|
Техническое задание на поставку аппаратуры для визуального контроля... Место поставки: 672000 Забайкальский край, г. Чита, ул. Балябина, д. 16, офис зао «русбурмаш» |
|
I. общие положения Выполнение работ по освоению скважин при строительстве скважин Астраханского гкм для нужд филиала «Астрахань бурение» ООО «Газпром... |
|
Техническое задание 2016 год на оказание услуг по текущему и капитальному... Текущий и капитальный ремонт скважин и проведение подготовительно-заключительных работ к гидроразрыву пластов |
|
Техническое задание 2016 год на оказание услуг по текущему и капитальному... Текущий и капитальный ремонт скважин и проведение подготовительно-заключительных работ к гидроразрыву пластов |