Machinewiremesh.ru

Стройка, мебель и декор
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Классификатор ремонтных работ в скважинах – РТС-тендер

Классификатор ремонтных работ в скважинах – РТС-тендер

Область и условия применения: Настоящий классификатор систематизирует планирование и учет всех ремонтных работ в скважинах нефтяной промышленности по их назначению, основным видам, категориям скважин, способу проведения и отражает современный уровень развития этих работ в отрасли.

Опубликован: Миннефтепром № 1986

Утверждён в: Миннефтепром (29.12.1986)

Дата принятия: 29.12.1986

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Первый заместитель Министра

КЛАССИФИКАТОР
РЕМОНТНЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ

РД 39-0147009-531-87

НАСТОЯЩИЙ ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН:

Всесоюзным научно-исследовательским институтом

по креплению скважин и буровым растворам (ВНИИКРнефть)

Директор А.И. Булатов

Зав. сектором ремонта обсадных

колонн тампонированием А.В. Павельчак

Начальник Главного управления нефтегазодобычи А.Л. Шку p ов

Начальник Главного технического управления Г.И. Григоращенко

Настоящий руководящий документ является систематизированным перечнем всех видов ремонтных работ в скважинах: работ по капитальному ремонту скважин (КРС), текущих подземных работ в скважинах (ТРС) и повышению нефтеотдачи пластов (ПНП).

Классификатор разработан на основе ранее действовавших "Временного положения по планированию и финансированию капитального ремонта скважин" (УПНП и КРС объединения "Татнефть", 1970), ставшего типовым для УПНП и КРС других районов, "Классификатора ремонтных работ в скважинах и процессов повышения нефтеотдачи пластов" (ВНИИОЭНГ, 1979) и учитывает многочисленные пожелания производственных объединений Миннефтепрома.

Эта работа выполнена во ВНИИКРнефти следующими авторами: Рябоконем С.А., Павельчаком А.В., Шумиловым В.А., Ливадой В.И.

"Классификатор ремонтных работ в скважинах" вводится взамен РД 39-1-149-79 и является обязательным для всех предприятий Миннефтепрома при планировании, финансировании, организации и учете ремонтных работ в скважинах, принятых из бурения.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

КЛАССИФИКАТОР РЕМОНТНЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ

РД 39-0147009-531-87

Срок введения установлен с 01.01 1987

Срок действия до 31.12. 1989

В настоящем документе объединены под названием ремонтных работ в скважинах капитальный и текущий их ремонт, работы по повышению нефтеотдачи пластов.

Ремонтные работы в скважинах в системе Миннефтепрома производят различные подразделения: управление по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин (УПНП и КРС), цеха НГДУ по капитальному и (или) текущему ремонту скважин, бригады цехов поддержания пластового давления, участки по внедрению новой техники, бригады канатно-кабельных методов и т.д.

Осуществляемые часто одними и теми же подразделениями эти работы имеют различное назначение и экономическую сущность.

Различны и источники их финансирования. Текущий ремонт скважин представляет собой неизбежную часть технологии нефтедобычи, затраты на которую включаются в себестоимость добычи нефти.

Работы по повышению нефтеотдачи пластов финансируются за счет специального "фонда повышения нефтеотдачи пластов".

Капитальный ремонт скважин восстанавливает с одной стороны работоспособность скважин, с другой — частично их стоимость. Финансирование капитального ремонта осуществляется за счет предусмотренных на эти цели амортизационных отчислений.

Работы по ликвидации скважин производятся за счет уменьшения уставного фонда.

Различия в назначении и финансировании ремонтных работ при отсутствии единой для отрасли их классификации позволили объединениям по-разному подойти к отнесению ремонтов к той или иной группе работ.

В результате искажается истинное представление о проводимых ремонтных работах, допускается неправильное финансирование и ухудшается планирование важнейших мероприятий по поддержанию работоспособности фонда скважин.

Настоящий классификатор систематизирует планирование и учет всех ремонтных работ в скважинах нефтяной промышленности по их назначению, основным видам, категориям скважин, способу проведения и отражает современный уровень развития этих работ в отрасли.

1 . ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 . Единицами ремонтных работ различного назначения являются:

— капитальный ремонт скважины;

— текущий ремонт скважины;

— скважино-операция по повышению нефтеотдачи пластов.

1.2 . Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке, а также ликвидацией скважин.

1.3 . Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке подъемной колонны и забоя от парафиносмолистых отложений, солей и песчаных пробок бригадой ТРС.

1.4 . Скважино-операцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биохимических процессов, направленных на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном участке залежи.

1.5 . Единицей ремонтных работ перечисленных направлений (ремонт, скважино-операция) является комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, проведенных бригадой текущего, капитального ремонта скважин или звеном по интенсификации, от передачи им скважины заказчиком до окончания работ, предусмотренных планом и принимаемых по акту.

Если после окончания работ скважина не отработала 48 часов гарантийного срока или не вышла на установленный режим в связи с некачественным проведением работ запланированного комплекса по вине бригады КРС, звена по интенсификации, то независимо от того, какая бригада будет осуществлять дополнительные работы на скважине, считать их продолжением выполненных работ без оформления на них второго ремонта или скважино-операции.

1.6 . Ремонтные работы в скважинах в отрасли проводятся тремя основными способами доставки к заданной зоне ствола инструмента, технологических материалов (реагентов) или приборов:

— с помощью специально спускаемой колонны труб;

— путем закачивания по НКТ или межтрубному пространству;

— на кабеле или на канате.

В связи с резким несоответствием времени работы бригад, затрачиваемого на проведение работ с извлечением подземного оборудования, и в целях контроля за развитием применения малотрудоемких сп особов в различных видах ремонтных работ их планирование и учет следует вести по каждому способу отдельной строкой, обозначая каждый способ соответствующим индексом. Например, КР1-2, КР1-2/БПГ, КР1-2/БПК будет означать соответственно: отключение отдельных пластов с установкой подъемника, отключение отдельных пластов закачкой тампонажных материалов с устья без установки подъемника (гидравлический способ), отключение отдельных пластов спуском инструмента на тросе или кабеле без установки подъемной мачты через стационарно спущенный лифт (канатно-кабельный способ).

Читайте так же:
Как приготовить цементный раствор под

1.7 . Комплекс технологических работ, включающий в себя несколько видов ремонтов, считается одним скважино-ремонтом и обозначается в графе 1 формы учета суммой шифров всех видов ремонтов, входящих в него. Если в комплекс входят виды как капитального, так и текущего ремонта, скважино-ремонт заносится в форму учета капитальных ремонтов. Пример: в пределах одного скважино-ремонта сменили насос, спрессовали трубы, пропарили НКТ. Этот вид ремонта следует обозначать ТР4-1 + ТР4-7 + ТР4-8.

КР — капитальный ремонт;

ТР — текущий ремонт;

ПНП — повышение нефтеотдачи пластов;

НКТ — насосно-компрессорные трубы;

ЭЦН — погружной центробежный электронасос;

ШГН — штанговый глубинный насос;

ПАВ — поверхностно-активное вещество;

ГПП — гидропескоструйная перфорация;

ГРП — гидроразрыв пласта;

ОРЗ — оборудование раздельной закачки;

ОРЭ — оборудование раздельной эксплуатации.

2 . КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

К капитальным ремонтам скважин относятся следующие виды работ:

Виды работ по капитальному ремонту скважин

Технико-технологические требования к сдаче

Отключение отдельных обводненных интервалов пласта

Выполнение запланированного объема работ. Снижение обводненности продукции

Отключение отдельных пластов

Выполнение запланированного объема работ. Отсутствие приемистости или притока в (из) отключенном (ого) пласте(а)

Исправление негерметичности цементного кольца

Достижение цели ремонта, подтвержденное промыслово-геофизическими исследованиями. Снижение обводненности продукции при сокращении или увеличении дебита нефти

Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колонной, кондуктором

Отсутствие нефгегазоводопроявлений на поверхности и подтверждение наращивания цементного кольца в необходимом интервале промыслово-геофизическими исследованиями

Устранение негерметичности эксплуатационной колонны

Устранение негерметичности тампонированием

Герметичность эксплуатационной колонны при опрессовке

Устранение негерметичности установкой пластыря

Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра

Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта

Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации

Прохождение шаблона до необходимой глубины. Герметичность колонны в интервале работы фрезером

Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной

Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов.

Прочие работы по ликвидации аварии, допущенных при эксплуатации скважин

Достижение цели, оговоренной в технологическом плане

Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин

Достижение цели, оговоренной в дополнительном плане на ликвидацию аварий

Переход на другие горизонты и приобщение пластов

Переход на другие горизонты

Выполнение заданного объема работ, подтвержденных промыслово-геофизическими исследованиями. Получение притока

Получение притока из нового интервала и увеличение дебита нефти

Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателей

Выполнение запланированного объема работ, герметичность пакера. Увеличение дебита нефти. Увеличение, сокращение объемов закачки воды

Комплекс подземных работ, связанных с бурением

Зарезка новых стволов скважин

Выполнение запланированного объема работ

Бурение цементного стакана

Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе

Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин:

Выполнение запланированного объема работ

Обработка призабойной зоны

Проведение кислотной обработки

Выполнение запланированного объема работ, увеличение продуктивности нефтяных скважин и увеличение приемистости нагнетательных скважин

Почему необходимо цементирование нефтяных скважин?

Завершающим этапом подготовки нефтяных и газовых скважин к полноценной работе является их цементирование. Прототип такой технологии зародился больше 110-ти лет назад, и впервые был применен на бакинских нефтепромыслах.

  • Процесс цементирования скважины
  • Технологические принципы цементирования нефтяных скважин
  • Расчеты, необходимые при цементировании скважин

Суть всех методик цементирования скважин заключается в полном выдавливании из пробуренной скважины образующейся там жидкости с помощью цементной смеси. Такие технологии называют тампонажными, поскольку в результате их применения образуются так называемые «пробки».

Цементирование нефтяных скважин

Процесс цементирования скважины

Цементирование нефтяных скважин, как уже было сказано выше, является заключительным этапом подготовки буровой к её дальнейшей эксплуатации. При бурении в скважину опускаются трубные колонны, а комплекс выполняемых цементировочных работ должен обеспечить максимальный срок их службы.

Необходимость такого цементирования обусловлена несколькими причинами:

  1. необходимостью изоляции каждой нефте- и газопродуктивной области; такая необходимость обусловлена тем, что нужно исключить всякую возможность перемешивания добываемых из разных пластов нефти и газа с находящейся в них водой;
  2. требованиями, регламентирующими защиту поверхностей применяемых металлических труб; выполнения таких работ призвано обеспечить высокую коррозионную стойкость трубных колонн, поскольку взаимодействие их металлической поверхности и почвенной влаги приводит к снижению срока службы труб;
  3. необходимостью усиления прочности всего бурового сооружения; применение технологий цементирования дает возможность значительно уменьшить влияние на скважину возможных движений грунтов.

В цементировочный раствор высокого качества, как правило, подмешивают разного рода добавки.

Одной из самых популярных и широко распространенных добавок является кварцевый песок. Работа с таким «кварцевым» цементом дает возможность до минимума снизить усадку и значительно повысить прочностные характеристики тампона.

Для исключения возможности утечки жидкого раствора в грунт с высокой пористостью применяется волокнистая целлюлоза.

Добавляют в цементную смесь и так называемые пуццоланы.

Пуццоланы являются своеобразной минеральной крошкой, составленной из материалов вулканического происхождения.

Эта крошка отличается хорошей водостойкостью и абсолютно инертна к воздействию химических сред повышенной агрессивности.

Полимерные добавки применяются, как правило, с целью уплотнения прилегающих грунтовых слоёв. По окончанию комплекса цементно-тампонажных работ проводят контроль качества тампонажа.

Читать также: Как проводят капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин?Как проводят капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин?

Качество тампонажа является очень важным для газовых и нефтяных скважин, и оценивается оно с помощью следующих методик:

  • термическая, которая позволяет определить требуемую высоту поднятия цемента;
  • акустическая, которая дает возможность обнаружить внутренние пустоты;
  • радиологическая, которая позволяет оценить качество с помощью специальной рентгеновской аппаратуры.

Процесс оценки качества тампонажа проходит в несколько этапов, с применением или выборочных, или всех перечисленных выше методов контроля. Это дает гарантию высокой точности проводимой проверки.

Технологические принципы цементирования нефтяных скважин

Современные цементирующие технологии, разумеется, отличаются от способов, которые применялись в прошлом столетии. Главными такими отличиями являются автоматизация проводимого процесса и применение компьютерной техники в процессе расчетов требуемых количеств цементного раствора. При проведении таких расчетов обязательно учитывают все возможные особенности конкретного нефтеносного промысла (с геологической точки зрения), а также климатические и погодные условия конкретного периода цементирования, массу технических параметров и так далее.

Читайте так же:
Конвейер для транспортировки цемента

Цементирование скважин в настоящее время проводится разными способами, к самым распространенным из которых относятся следующие:

  • технология сплошной заливки (одноступенчатое цементирование), которое заключается в подаче под высоким давлением на пробку в обсадочной колонне промывочного раствора;
  • двухступенчатое цементирование, которое ничем не отличается от сплошной заливки, кроме того, что в этом случае весь процесс разбит на два этапа – последовательное цементирование сначала нижней, а затем верхней части, разделенных специальным кольцом;
  • способ манжета, который заключается в использовании специального кольца (манжета) при цементирования скважин нефте- и газодобычи (применяется только при тампонаже верхней области скважины);
  • обратная заливка, которая является единственной методикой, предусматривающей заливку цементной смеси не в саму колонну, а в затрубную область.

Сам технологический процесс проводят в несколько стадий. Сначала готовят смесь для будущего тампонажа, в строгом соответствии с инструкциями и проведенными расчетами. Сразу после своего приготовления цементирующая смесь подается в скважину. После подачи тампонажной смеси задействуют специальные механизмы, которые вытесняют цементный раствор в межтрубное пространство пробуренной скважины.

Цементирование нефтяных скважин

После этого необходимо выждать некоторое время, поскольку смесь должна полностью застыть и образовать так называемую «пробку». Последним этапом является проведение контроля качества выполненных работ с помощью любой из описанных нами выше методик.

Читать также: Как ликвидировать разлив нефтепродуктов и устранить загрязнения?Как ликвидировать разлив нефтепродуктов и устранить загрязнения?

Для максимального повышения эффективности проводимых работ нужное оборудование монтируют на шасси грузовых автомобилей. Это дает существенную экономию на транспортировке технологического оборудования, а также позволяет запитывать используемые механизмы и аппаратуру от двигателей грузовиков, на которых они смонтированы.

Расчеты, необходимые при цементировании скважин

После того, как проведена полная идентификация пробуренной скважины, приступают к соответствующим расчетам, в ходе которых получают следующие необходимые для цементирования данные:

Вычисления можно проводить как в ручном режиме, так и с помощью автоматических средств, с применением необходимого программного обеспечения.

Для успешного расчета нужны перечисленные ниже входящие данные:

  • диаметр цементируемой скважины;
  • необходимое значение плотности цементного раствора;
  • высоту кольца уплотнения;
  • объем стакана и так далее.

После проведения автоматизированного расчета программа выдает результат в виде таблицы, в которую включены все необходимые данные. Если в такой таблице заменить некоторые исходные значения, то перерасчет проводится автоматически и результат будет иным.

В настоящее время расчет ручным способом применяется редко, однако эта методика до сих пор имеет право на свое существование. Входящие данные при ручном расчете ничем не отличаются от автоматизированного.

На примере одноступенчатой тампонажной технологии рассмотрим последовательность вычислений. Она выглядит таким образом:

  • начинают расчет с вычисления высоты столба буферной жидкости с учетом предварительно определенного коэффициента аномальности;
  • затем проводят расчет высоты столба цементирующего раствора, находящегося за пределами эксплуатационной колонны;
  • определяется необходимый объема такого раствора;
  • рассчитывается вес сухой цементной части;
  • вычисляется необходимое количества воды или иной разбавляющей жидкости;
  • вычисляется максимальное значение давления, которое будет на упорном кольце.

На заключительном этапе расчета определяется требуемая подача цемента соответствующими агрегатами, а также количество цементирующих приборов. Также в процессе расчета определяется количество цементосмесителей, необходимых для обеспечения требуемого объема цементирующего раствора.

Читать также: Сколько литров нефтепродуктов содержится в барелле нефти?Сколько литров нефтепродуктов содержится в барелле нефти?

В заключении подведем итоги.

Итак, цементирование скважин, вне зависимости от используемой технологии, преследует одну цель – полностью вытеснить из скважины буровой раствор. Это обеспечивается заливкой тампонажной смеси, которая затем поднимается на требуемую высоту.

Цементирование нефтяных скважин

Разумеется, качество решения это непростой инженерной задачи находится в прямой зависимости от соблюдения правильной последовательности и всех правил проведения необходимых технологических операций, а также от корректности проведенных расчетов и квалификации персонала. Рабочие и инженеры, непосредственно проводящие цементирование, должны целиком и полностью соблюсти все требования, предъявляемые к проведению этих работ.

Кроме того, важную роль в этом процессе играет качество применяемых для приготовления цементной смеси материалов, а также исправность и эффективность применяемого оборудования. Соблюдение всех перечисленных требований позволяет провести эти работы качественно, что дает возможность существенно продлить срок эксплуатации глубинных конструкций скважины.

YouTube responded with an error: The request cannot be completed because you have exceeded your <a href="/youtube/v3/getting-started#quota">quota</a>.

Как цементировать скважину: особенности, оборудование, описание технологии

Завершающим этапом строительства скважин является укрепление обсадного ствола.

Чтобы предотвратить возможное повреждение конструкции вследствие негативного воздействия подземных вод, солей металлов и коррозий, предусмотрено цементирование скважин. В этом случае качество проведенных работ может повлиять на общий срок службы готового сооружения.

Необходимость цементирования скважин

Цементация скважины – технологический процесс, направленный на замещение бурового состава заполняющим цементным раствором. Для этого он вводится в затрубное пространство скважины, превращаясь в монолит после полного затвердения.

Технология цементирования требует наличия особых знаний, навыков и привлечения специализированной техники. Частные скважины можно тампонировать самостоятельно, это позволит сэкономить семейный бюджет и получить необходимый практический опыт.

Цементирование гидросооружения позволяет решить следующие задачи:

  • обеспечить износостойкость и долговечность конструктивных элементов скважины,
  • защитить водозаборный ствол от негативного воздействия подземных вод и верховодок,
  • укрепить колонну, защитить от разрушения и коррозии, увеличить срок службы источника,
  • удалить образовавшиеся пустоты, зазоры и трещины, через которые в воду могут проникать загрязняющие элементы,
  • заполнить пространство вокруг колонны тампонажным укрепляющим раствором.

Качество водного источника и технические особенности гидросооружения напрямую зависят от того, насколько правильно был проведен цементаж.

Технологический процесс цементирования гидросооружений

Цементирование скважины предусматривает поэтапное выполнение следующих работ:

  • замешивание раствора для тампонажа затрубного пространства,
  • подача состава к гидросооружению,
  • закачивание смеси в пространство вокруг обсадной трубы,
  • затвердевание заполняющего раствора,
  • проверка полученного результата после завершения работ.
Читайте так же:
Машина миксер для цемента

До начала проведения тампонажных работ рекомендуется выполнить все необходимые расчеты на основе геологических изысканий, учитывая протяженность ствола, который требует цементирования, эксплуатационные параметры конструкции, а также ее техническое состояние.

Кроме того, каждый отдельный этап работ требует применения специализированной техники и оборудования.

Типы спецоборудования для проведения тампонажа

В основной перечень технического оснащения для проведения работ включено следующее оборудование для цементирования скважин:

  • устройства для подачи цементного состава и его проталкивания в гидросооружение под высоким давлением,
  • агрегаты для замешивания цементной смеси,
  • головка для прочистки водозаборного ствола с последующим цементированием стен,
  • пробивные пробки для заливки цемента (используются при двухступенчатой системе тампонажа),
  • крановые установки высокого давления,
  • металлические шланги на гибкой основе,
  • агрегаты для распределения цементной смеси.

Доступные способы цементирования скважин предусматривают единый принцип работы – подачу и распределение заполняющего раствора в затрубном пространстве. Правильный выбор технологии тампонажа определяется типом почвы, глубиной сооружения, материалом труб для обсадной колонны, климатическими и геодезическими условиями местности.

Цементация скважины проводится следующими способами:

  • одноступенчатым (сплошным),
  • двухступенчатым,
  • манжетным.

Одноступенчатая (сплошная) система цементирования

Для быстрого и надежного укрепления обсадных стволов частных гидросооружений применяется сплошная система подачи смеси. Одноступенчатое цементирование скважин предусматривает закачку цементного состава в пространство вокруг трубы под высоким давлением при помощи спецоборудования, установленного на основу автосредства или вблизи сооружения.

Раствор для тампонажа под собственным весом направляется к башмачному основанию колонны, тем самым заполняя все имеющиеся полости.

Перед началом работ осуществляется тщательная промывка водозаборного ствола, далее устанавливается специальная пробка – ограничитель. Бетононасос осуществляет подачу смеси, под тяжестью которой пробка опускается на башмачное основание.

После завершения закачки цемента закладывается еще одна пробка и выполняется трамбовка смеси до тех пор, пока обе пробки не упрутся друг в друга. Это гарантирует полное заполнение раствором пространства вокруг трубы.

Для трамбовки смеси используется бетононасос, оснащенный вибропрессом. Полное затвердение цемента наступает через 48 часов.

Сплошное цементирование используется для мелких скважин правильной конфигурации. Недостатком можно считать сложность проведения контроля над качеством трамбовки залитой цементной смеси.

Система двухступенчатого цементирования

Подобная система разработана для глубоких скважин, используемых в тяжелой промышленности. Она требует применения специализированного и дорогостоящего оборудования (мощных бетономешалок и насосов), для обустройства частных питьевых скважин используется редко.

Двухступенчатое цементирование скважин применяется:

  • когда цементная смесь застывает достаточно быстро, что не позволяет выполнить тампонаж за один рабочий цикл,
  • когда необходимо заполнить два отдельных участка в пространстве за обсадной трубой, расположенных на значительном расстоянии друг от друга,
  • когда скважина глубокая и все работы по тампонажу невозможно выполнить за один рабочий цикл.

При других условиях использование двухступенчатой системы тампонажа нерационально и экономически не обосновано.

Принцип работы заключается в подаче цементной смеси в обсадную колонну в два этапа. Первая часть цемента закачивается и сразу проталкивается, воздействуя на нижнюю пробку. Вторая часть подается только после полного застывания первой части.

Цементирование с использованием манжета

Подобный способ тампонажа гидросооружений применяется в случае, когда требуется укрепление верхней части конструкции. При этом следует определить, какой высоты должен быть цементный стакан – пространство в обсадной колонне, подвергающееся цементированию.

Подобный уровень определяется монтажом манжета, когда нижняя часть конструкции защищается специальной вставкой, чтобы предотвратить проникновение раствора вглубь. Закачка цемента проводится по схеме, аналогичной сплошному цементированию.

Манжетное тампонирование применяется для скважин, верхняя часть конструкции которых обустроена в песчаниках, а нижняя – в глинистых почвах.

Важно! Чтобы регулировать показатели пластичности и сроки застывания смеси для тампонажа, при замешивании рекомендуется добавлять в состав пластификаторы и прочие корректирующие элементы. Это упростит заполнение затрубного пространства и сократит время на тампонаж скважины.

Цементирование гидросооружения напрямую зависит от качества материалов, оборудования и квалификации специалистов, привлеченных для решения подобной задачи.

Ремонтно изоляционные работы

При эксплуатации нефтяной или газовой скважины возникают те или иные неполадки как с самими скважинами, так и с их подземным оборудованием.
Каждую действующую скважину приходится останавливать для планово-предупредительного или текущего ремонта. Простои их (перерывы в эксплуатации) всегда связаны либо с ремонтом подземного оборудования, либо с ремонтом самих скважин (их забоев, эксплуатационных колонн), а также с рядом других причин, таких как: ремонтом или заменой наземного оборудования, прекращением подачи электроэнергии, сжатого газа или воздуха и т. д.

Работа содержит 1 файл

КУрсовой.doc

Применяя штуцеры различных диаметров на выкиде из НКТ, устанавливают давление в колонне при циркуляции жидкости, регламентированное для опрессовки колонны. Не прекращая закачки жидкости, переключают краны насосной установки на подачу тампонажного раствора в скважину, прокачивая его по затрубному пространству, не превышая допустимое давление в колонне. По мере перехода раствора из затрубного пространства в НКТ постепенно уменьшают подачу насосов, снижают давление прокачки на 20-30% ниже первоначального и вымывают излишки смеси на поверхность.

Поднимают НКТ, и скважину оставляют в покое на срок ОЗЦ.

Тампонирование под давлением прокачкой смеси по затрубному пространству с остановками.

При этом способе допускаются периодические остановки при прокачке тампонирующей смеси по затрубному пространству для наблюдения за динамикой изменения избыточного давления, что позволяет установить местоположение негерметичного интервала колонны. В качестве тампонирующего материала используют только гелеобразующие полимерные тампонажные материалы (ПТМ).

Для проведения работ необходимо приготовить не менее 1 м 3 тампонирующей смеси вязкостью не менее 10 -1 Па∙с. Затем опрессовывают колонну на герметичность водой и фиксируют снижение давления в течение контрольного времени. При открытом выкиде затрубного пространства закачивают тампонирующий раствор в НКТ, вытесняя воду из них. Закрыв кран на арматуре из затрубного пространства и продолжая закачку промывочной жидкости, доводят давление в затрубном пространстве до допустимого при опрессовке колонны.

Читайте так же:
Как покрыть пенопласт цементом

Выдержав колонну под воздействием давления в течение контрольного времени, фиксируют его снижение. Если результат опрессовки не отличается от ранее полученных данных, то, уменьшая давление в затрубном пространстве до атмосферного и продолжая закачивать промывочную жидкость в НКТ, перемещают тампонажную смесь по затрубному пространству для опрессовки следующего, расположенного выше, интервала колонны. Поинтервальную опрессовку продолжают до тех пор, пока резкое уменьшение давления не укажет на перекрытие тампонирующим составом негерметичного интервала колонны.

Количество продавочной жидкости для очередного перемещения тампонирующего состава должно составлять не более 80% от его объема. Затем вымывают излишки состава из скважины на поверхность и выдерживают скважину под давлением до истечения срока ОЗЦ.

Тампонирование под давлением с применением пакера.

Этот способ применяют для:

-защиты обсадных колонн при давлениях нагнетания, превышающих допустимые для опрессовки;

-защиты продуктивных пластов от загрязнения при нагнетании тампонирующей смеси в изолируемый интервал, расположенный ниже зоны перфорации.

-направленной подачи тампонирующей смеси под давлением в изолируемый объект, выше которого имеются негерметичные отверстия в колонне.

Цементирование без давления осуществляют в случаях, когда необходимо создать новый цементный забой (цементный стакан) в стволе скважины или перекрыть нижнюю часть фильтра цементным камнем. Этот способ в основном используют при переводе скважины на вышезалегающий горизонт, когда нет опасности прорыва чуждых вод. Этот процесс протекает успешно при условии, если скважина хорошо промыта и не поглощает жидкость. При полном или частичном поглощении жидкости забой следует засыпать песком или глиной для перекрытия отверстий фильтра.

Цементирование без давления можно осуществлять насосной установкой по способу «сифона» или при помощи желонки.

Цементирование насосной установкой.

После обследования колонны в скважину спускают НКТ, нижний конец которых устанавливают над песчаной пробкой на высоте, соответствующей нижнему основанию создаваемого цементного стакана.

После соединения устьевой арматуры с насосной установкой и опрессовки коммуникаций сначала прокачивают воду в объеме, равном 1,5-2,0 объемам [1]

НКТ (для контрольной проверки их чистоты), а затем расчетный объем цементного раствора, который проталкивают и вытесняют в затрубное пространство до выравнивания высоты столба раствора в трубах и затрубном пространстве и приподнимают трубы на высоту создаваемого в колонне цементного стакана. Излишки раствора вымывают обратной промывкой. После окончания срока его твердения в скважину спускают НКТ и при прокачке воды проверяют местонахождение и крепость цементного забоя.

Водоцементный раствор приготавливают в замерной емкости насосной установки следующим образом. Замерную емкость сначала заполняют расчетным объемом углеводородной жидкости, в которой растворяют поверхностно-активные веществ. Эту смесь перемешивают насосом установки до получения однородного раствора, после чего цемент затворяют обычным путем. Полученный водоцементный раствор закачивают в замерную емкость другого агрегата и перемешивают до получения однородной массы.

Процесс заливки протекает в следующей последовательности. В НКТ закачивают порцию углеводородной жидкости в объеме, достаточном для образования в эксплуатационной колонне столба высотой 20 м (нижняя буферная пробка), который препятствует смешиванию водоцементного раствора с водой, вытесняемом из труб и затрубного пространстве. Вслед за нижней буферной пробкой в скважину закачивают водоцементный раствор, а затем создают верхнюю буферную пробку, закачивая углеводородную жидкость в объеме, который занимает в трубах высоту 100-120 м. Это делается для предохранения водоцементного раствора от смешивания с продавочной жидкостью. По достижении столбом цементного раствора нижнего конца НКТ кран затрубного пространства на устьевой арматуре закрывают и продавливают водоцементный раствор в пласт. Продавливание считают законченным по достижении максимального давления.

Обратной промывкой вымывают излишки раствора, после чего приподнимают трубы на высоту, при которой исключается возможность их прихвата. Скважину оставляют в покое на срок, необходимый для твердения цемента, после чего ее промывают или разбуривают цементную пробку.

Для проведения РИР закачкой водоцементного раствора необходимо выполнить и удовлетворить следующие требования и условия:

-скважина должна быть исследована на характер и источник обводнения;

интервал перфорации и зумпф должны быть свободны от осадка и инородных предметов;

-обсадная колонна скважин за исключением интервала перфорации должна быть герметична;

-прискважинная площадка и подьездные пути должны обеспечивать размещение оборудования и спецтехники для проведения ремонтно — изоляционных работ (РИР), а также удовлетворять требованиям техники безопасности, пожарной безопасности и охраны окружающей среды; [6]

-интервал перфорации и зумпф должны быть свободны от осадка и инородных предметов;

-обсадная колонна скважин за исключением интервала перфорации должна быть герметична;

-пластовая температура должна быть в пределах 65-120 0 С, обводненность добываемой продукции опытных участков должна быть не менее 75%,

обводненность выбранных для испытания технологии добывающих скважин должна быть 85-99% при наличии в зоне отборов скважины остаточных извлекаемых запасов нефти не менее 15-20 тыс.тонн.

Технологическая карта проведения ремонтно-изоляционные работ путём закачки водоцементного раствора.

Подготовить площадку и расставить спецтехнику согласно схеме размещения

  1. Обвязать оборудование между собой и с устьем скважины;
  2. Спустить насосные трубы до нижних отверстий интервала перфорации
  3. Опрессовать насосные трубы на полуторократное рабочее давление;
  4. Первый агрегат ЦА-320 заполнить расчётными объёмами нефти и ПАВ, перемешать и затворить цементом;
  5. Закачать полученную смесь в смесительную установку и примешать до получения однородной массы;
  6. Закачать при открытом затрубном кране вторым ЦА-320 в скважину нефть в объёме, достаточном для образования уровня столба нефти в эксплуатационной колонне 20 м;[5]
  7. Закачать при открытом затрубном кране вторым ЦА-320 в скважину расчётное количество нефтецементного раствора;
  8. Закачать при открытом затрубном кране вторым ЦА-320 в скважину нефть в объёме, достаточном для образования над уровнем НЦР в насосных трубах столба нефти высотой до 120 м;
  9. Закрыть затрубный кран и продавить вторым ЦА-320 водоцементный раствор в пласт, момент окончания продавки (достижение максимального давления), отследить по манометру агрегата, продавочная жидкость — техническая вода;
  10. Обратной промывкой первым ЦА-320 удалить излишки водоцементного раствора, промывочная жидкость – техническая вода;
  11. Поднять насосные трубы, и скважину оставить скважину на время ОЗЦ;
  12. Произвести обратную промывку скважину (первым ЦА-320), в случае образования цементной пробки разбурить её;
  13. Провести испытание эксплуатационной колонны на герметичность;
Читайте так же:
Выравнивание пола песчано цементной смесью

14.Демонтировать оборудование, очистить территорию

1 — агрегат ЦА-320 №1; 2 — автоцистерна с нефтью; 3 — автоцистерна с промывочной жидкостью; 4 — агрегат ЦА-320 №2; 5 — осреднительная ёмкость; 6 — ёмкость с продавочной жидкостью; 7 — установка смесительная

Рисунок 7 – схема расстановки оборудования при закачке водоцементного

1. Закачку производят при полуприкрытом затрубном пространстве (0,5 м 3 сеномана + расчетное количество цементного раствора п.1. + 0,5 м 3 сеномана) из расчета доведения буферной жидкости до "пера", затем дальнейшую закачку и продавку необходимо производить при закрытом затрубном пространстве.

2. Контроль за количеством и качеством закачиваемого раствора необходимо вести тройной:

— по объему жидкости затворения;

— по объему жидкости выходящей из затрубного пространства;

— по тоннажу цемента и по плотности цементного раствора;

3. Затрубную задвижку необходимо прикрывать для того, чтобы первая пачка цементного раствора не "уходила" быстро вниз под собственным весом по колонне НКТ, и агрегат ЦА-320 не успевал бы закачивать цемент, чтобы "догнать" уже закаченный цемент. При любых остановках во время закачки и продавки цемента, скважину необходимо закрывать, чтобы цемент под собственным весом не "уходил" в затрубное пространство или в пласт.

4. Затрубная линия, так же как и нагнетательная линия на НКТ должна быть "жесткая", для того чтобы после продавки не терять времени для производства "срезки" тампонажного раствора. Во время приготовления цементного раствора необходимо отобрать пробы.

5. Продавку цементного раствора производят до "пера" по расчету объема НКТ. Последние два метра кубических цемента необходимо продавливать на второй скорости ЦА-320, на минимальных оборотах двигателя; для увеличения времени продавки и ускорения схватывания; под давлением из цементного раствора быстрее отфильтровывается вода и цемент быстрее схватывается. Если же давлении выросло раньше, например осталось продавить 4-5 м 3 цементного раствора, то все равно необходимо переходить на минимальный расход и продавливать до получения "стоп".

6. Продавка цементного раствора с целью установки цементных мостов без давления производится из расчета не полного выдавливания цементного раствора из НКТ (уровень цементного раствора в затрубном пространстве в конце продавки должен быть равен уровню цементного раствора в НКТ). Производят подьем НКТ для срезки из расчета на 5-10 м выше требуемой кровли цементного моста.

7. После окончания продавки необходимо подержать скважину под остаточным давлением в течении 10-15 мин, затем только стравить давление, произвести срезку, уйти на безопасную высоту. Стравливать давление необходимо через НКТ в мерник ЦА-320 по замеру. В случае, если скважина отдала при стравливании давления жидкости больше 0,5 м 3 , то необходимо производить срезку с противодавлением 70-80 атм. Штуцировку противодавления необходимо производить с помощью задвижки на НКТ следя за выходом циркуляции и постоянности уровня жидкости в мернике ЦА-320. Если же цементный мост не нужен в эксплуатационной колонне, то можно во время срезки сильней перекрыть задвижку так, чтобы был уход жидкости с мерника ЦА-320 во время срезки, объем которого равен объему оставшегося в колонне цементного стакана.

8. Наибольший эффект дает ОЗЦ под давлением без стравливания давления и без срезки. Цементный раствор выводится из НКТ и перепродавливается по эксплуатационной колонне через затрубное пространство. Такой способ необходимо применять в тех случаях где скважина при стравливании давления выкидывает цементный раствор или давление в конце продавки поднялось меньше 70 Атм.

9. Срезку тампонажного раствора производят закачкой жидкости в затрубное пространство (обратной промывкой), обработку берут на мерник ЦА-320 до того момента как должен пойти цемент, затем только обратную линию перекидывают в амбар или желобную для вымывания хим.реагентов.

10. ОЗЦ — 24 часа.

2.4 Оборудование, применяемое при РИР

Основным оборудованием, применяемым при РИР, является цементировочный агрегат ЦА-320М. Агрегат цементировочный ЦА-320М предназначен для нагнетания различных жидких сред при цементировании скважин, а также при проведении других промывочно-продавочных работ в нефтяных и газовых скважинах.

Оборудование агрегата позволяет приготовлять цементные и другие растворы непосредственно у устья скважины и закачивать их под давлением в скважину. Наличие у агрегата полного комплекта оборудования для приготовления, подаче к скважине и закачке жидкости позволяет использовать его на необустроенных промыслах.

Агрегат ЦА-320М смонтирован на шасси автомобильном УРАЛ-4320. Общий вид агрегата показан на рисунке 2.

На раме шасси установлены две рамы, на которых смонтировано следующее оборудование агрегата:

-цементировочный насос 5;

-блок водоподающий, состоящий из водоподающего насоса 3 и силовой установки с двигателем ЗМЗ-511 (ГАЗ-53) 4;

-трубы и шарнирные колена 14 разборного трубопровода;

-защитный кожух 7 насоса 9Т;

-выхлопная труба 16 двигателя автомобиля, выведенная вверх и снабженная искрогасителем и кожухом для защиты обслуживающего персонала от ожогов.

Привод цементировочного насоса осуществляется от двигателя автомобиля через коробку дополнительного отбора мощности и редуктора. Редуктор соединен с коробкой дополнительного отбора мощности карданным валом 13, а насос в свою очередь соединен карданным валом с редуктором.

Агрегат снабжен следующим дополнительным оборудованием:

-четырехдюймовым всасывающим шлангом 10 для забора цементировочным насосом цементного раствора из цементного бачка или кислотного раствора на прицепе;

-двумя двухдюймовыми шлангами, один и которых монтируется для подачи жидкости от водяного насоса в цементосмеситель, а второй – для набора воды в мерный бак;

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector