Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин презентация

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Тема:
Подготовительные работы
к текущему и капитальному
ремонту скважин

Старший преподаватель Т.В. Леонова

к ремонту

скважины соответствует операции по замене скважинной жидкости на специальный технологический состав, как правило, с повышенным удельным весом (“жидкость глушения”, “задавочная жидкость”).

Цель операции – исключить возможный излив скважиной жидкости на устье за счет создания, противодавления на флюидосодержащие пласты (Рзаб. > Рпл.).

подлежат глушению:

Скважины с пластовым давлением выше гидростатического.

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

глушить ?
Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без и предварительного глушения допускается на скважинах:

оборудованных глубинными клапанами-отсекателями

на месторождениях с горно-геологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины. Перечень таких месторождений (или их отдельных участков) согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора России и противофонтанной службой, и передается подрядчику ТКРС.

на:

Основные (далее ЖГ) – широко применяемые растворы солей и высокоминерализованные пластовые воды (предъявляемые требования приведены ниже);

Буферные (блокирующие) ( далее БС) – используются реже основных, при аномальных условиях глушения в виде дополнительных пачек, ограниченных по объему.

Жидкость глушения должна:

1. иметь плотность достаточную для обеспечения необходимого противодавления на флюидосодержащие пласты,
2. обеспечивать максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта,
3. быть химически инертной к горным породам, составляющим коллектор,
4. быть совместимой с пластовыми флюидами,
5. исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами,
6. иметь фильтрат, обладающий ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды,
7. исключать образование водных барьеров и способствовать гидрофобизации поверхности и снижению капиллярных давлений в поровом пространстве коллектора за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз “жидкость глушения – углеводородный пластовый флюид”,

8. быть негорючей, взрыво- и пожаробезопасной, нетоксичной,
9. обладать низким коррозионным воздействием на металл обсадных труб и скважинное оборудование (скорость коррозии стали не должна превышать 0,1…0,12 мм/год),
10. быть термостабильной в диапазоне рабочих температур,
11. обладать достаточной морозостойкостью (не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях),
12. содержать нейтрализатор сероводорода при использовании на месторождениях с наличием сероводорода,
13. быть технологичной в приготовлении и использовании,
14. иметь технологические свойства, регулируемые введением совместимых друг с другом реагентов,
15. обладать рецептурой, позволяющей регулировать вязкостные и структурно-механические свойства с целью предотвращения поглощения продуктивным пластом

Жидкость глушения не должна:

1. образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода,
2. содержать механических примесей с размером частиц более 10 мкм (общее содержание механических примесей не должно превышать 0,1 г/л),
3. готовиться на основе (техническая или пластовая вода), загрязненной примесями минеральных и синтетических веществ и нефтью.

насосного оборудования, глубины его спуска, давления и коллекторских свойств пласта, глушение производится заменой скважинной жидкости:

В один цикл
В два или более цикла

цикл:
низ колонны НКТ (хвостовика) спущен до интервала перфорации или размещен не выше 100…150 метров от верхних перфорационных отверстий (добыча фонтанным способом или ШГН с хвостовиком спущенным до забоя);
высокодебитные скважины эксплуатируемые ЭЦН, установленным выше на100…150 м от интервала перфорации (высокая приемистость, возможность продавливания в продуктивный пласт поднасосной жидкости, представленной безводной нефтью);
обводненность продукции более 50 % жидкость под насосом – пластовая вода (применяется жидкость глушения с завышенной плотностью, скважина оставляется на отстой для оседания ЖГ).

цикла:
производится при нахождении ГНО (низа хвостовика) на 150 м выше верхних перфорационных отверстий и
низкой проницаемости пласта, обуславливающей невозможность закачки жидкости глушения на поглощение.

глушении:
Объем ЖГ первого цикла глушения должен быть не меньше внутреннего объема эксплуатационной колонны в интервале от глубины спуска ГНО (башмак НКТ, низ хвостовика) до искусственного забоя.
Объем ЖГ второго цикла должен: обеспечивать полную замену жидкости в процессе промывки скважины и быть не меньше внутреннего объема эксплуатационной колонны за вычетом объема НКТ в интервале от устья до глубины спуска ГНО (башмак НКТ, низ хвостовика).
Величина запаса жидкости глушения составляет 10 % от потребного объема.

наличие циркуляции в скважине и принимают решение о категории ремонта.
Определяют величину текущего пластового давления.
Рассчитывают требуемую плотность жидкости глушения и определяют необходимое ее количество.
Готовят требуемый объем жидкости соответствующей плотности с учетом аварийного запаса, объем которого определяют исходя из геолого-технических условий (но не менее одного объема скважины).
Останавливают скважину, производят ее разрядку, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании.
Расставляют агрегаты и автоцистерны, производят обвязку оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии давления, превышающего ожидаемое в 1,5 раза. Нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном.

жидкость на жидкость глушения.
Глушение поглощающих и нагнетательных скважин производят закачиванием жидкости глушения методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхность
Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, при необходимости производят в два и более приемов после остановки скважинного насоса и сбивания циркуляционного клапана.
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.
По результатам работ оформляется «Акт на глушение (промывку) скважины»

величиной пластового давления:
АВПД – максимальная, превышающая производительность скважины, при исключении превышения давления закачки предельно допустимых величин (давление опрессовки эксплуатационной колонны);

нормальное или АНПД – в целях минимизации репрессии на продуктивный пласт и снижения объемов поглощения скважинной жидкости продуктивным платом, с учетом корпоративного практического опыта оптимальна закачка 200 литров ЖГ в минуту (3 л/с).

одного цикла)
должен быть непрерывным.

Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины .

промывочной линии следует начинать только после снижения давления в линии нагнетания до атмосферного. При этом задвижка на фонтанной арматуре со стороны скважины должна быть закрыта.
После окончания работ по глушению скважины задвижки должны быть закрыты, территория вокруг скважины очищена, заглушенная скважина должна находиться в ожидании ремонта не более 36 часов.
После закачки в скважину задавочной жидкости, устье скважины перед производством работ оборудуется по утвержденной схеме.

работ около скважины необходимо устроить рабочую площадку, мостки и стеллажи для труб и штанг.

разборкой устьевой арматуры скважины давление в затрубном пространстве необходимо снизить до атмосферного.

противовыбросового оборудования

Монтаж противовыбросового оборудования должен производится в соответствии со схемой обвязки устья скважины, которая определяется из геолого-технических условий; технической документацией (технический паспорт, технические условия или инструкция по эксплуатации); соответствующих правил; схем и ГОСТов при освоении, текущем и капитальном ремонте

противовыбросового оборудования

К работе по монтажу и эксплуатации допускаются работники, прошедшие подготовку по курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП”.

Устьевое оборудование и превентора должны собираться из узлов и деталей заводского изготовления, должны иметь паспорта и быть опрессованы на пробное давление.

противовыбросового оборудования

После монтажа противовыбросового оборудования скважина опрессовывается технической водой на максимально ожидаемое давление, но не выше опрессовки эксплуатационной колонны.
После монтажа противовыбросового оборудования на скважине с перфорированной или негерметичной колонной ПВО опрессовывается на давление не менее3,0 МПа.

при проверке:
Необходимо сделать пометку "БРАК" устойчивой к климатическим условиям краской.
Выбракованные трубы складировать отдельно от основных труб.