Классификация и характеристика видов капитального ремонта скважин

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

Капитальный подземный ремонт скважины объединяет все виды работ, требующие длительного времени, больших физических усилий, привлечения многочисленной разнофункциональной техники. Это — работы, связанные с ликвидацией сложных аварий, как со спущенным в скважину оборудованием, так и с самой скважиной, работы по переводу скважины с одного объекта эксплуатации на другой, работы по ограничению или ликвидации водопритока, увеличению толщины эксплуатируемого материала, воздействие на пласт, зарезка нового ствола и другие.

Виды работ, выполняемые капитальным ремонтом можно сгруппировать по следующим направлениям:

• — охрана недр и окружающей среды;
• — изоляционные работы по перекрытию и ограничению путей поступления воды в продукцию скважины;
• — воздействие на продуктивные пласты; восстановление и ликвидация аварий в стволе скважины.

Основанием для рассмотрения вопроса необходимости капитального ремонта каждой конкретной скважины является аварийное состояние, наличие аномалий в величинах добычи продукции и содержания в ней воды, загрязнение окружающей природной среды, выполнение скважиной своего назначения. В первом случае должно быть принято решение «ремонт» или «ликвидация», во втором — ремонт или эксплуатация при аномальных показателях, в третьем — обязательная ликвидация источников загрязнения, в четвертом — ликвидация.

К капитальным ремонтам скважин относят работы, представленные в следующей таблице. Данные работы выполняют бригады капитального ремонта скважин.

Шифр	Виды работ по КРС.
КР1.	Ремонтно-изоляционные работы.
КР1−1.	Отключение отдельных обводненных интервалов пласта.
КР1−2.	Отключение отдельных пластов.
КР1−3.	Исправление негерметичности цементного кольца.
КР1−4.	Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором.
КР2.	Устранение негерметичности эксплуатационной колонны.
КР2−1.	Устранение негерметичности тампонированием.
КР2−2.	Устранение негерметичности установкой пластыря.
КР2−3.	Устранение негерметичности спуском дополниельной обсадной колонны меньшего диаметр
КР3.	Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта.
КР3−1.	Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации.
КР3−2.	Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной.
КР3−3.	Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов.
КР3−4.	Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин.
КР3−5.	Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин.
КР4.	Переход на другие горизонты и разобщение пластов.
КР4−1.	Переход на другие горизонты.
КР4−2.	Разобщение пластов.
КР5.	Внедрение и ремонт установок ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателей.
КР6.	Комплекс подземных работ, связанных с бурением.
КР6−1.	Зарезка новых стволов скважин.
КР6−2.	Бурение цементного стакана.
КР6−3.	Фрезерирование башмака колонны с углублением ствола в гороной породе.
КР6−4.	Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин.
КР7.	Обработка ризабойной зоны.
КР7−1.	Проведение кислотной обработки.
КР7−2.	Проведение ГРП.
КР7−3.	Проведение ГПП.
КР7−4.	Виброобработка призабойной зоны.
КР7−5.	Термообработка призабойной зоны.
КР7−6.	Промывка призабойной зоны растворителями.
КР7−7.	Промывка призабойной зоны растворами ПАВ.
КР7−8.	Обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и т. д.).
КР7−9.	Прочие виды обаботки призабойной зоны.
КР7−10.	Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин.
КР7−11.	Дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов.
КР8.	Исследование скважин.
КР8−1.	Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, утонение геологического разреза в скважинах.
КР8−2.	Оценка технического состояния (обследование скважины).
КР9.	Перевод на использование по другому назначению.
КР9−1.	Освоение скважин под нагнетательные.
КР9−2.	Перевод скважин под отбор технической воды.
КР9−3.	Перевод скважины в наблюдательные, пьезометрические.
КР9−4.	Перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха.
КР10.	Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин.
КР10−1.	Оснащение парои воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием.
КР10−2.	Промывка в парои воздухонагнетательных скважинах песчанных пробок.
КР11.	Консервация и расконсервация скважин.
КР12.	Прочие виды работ.

Наряду с понятием текущий и капитальный ремонт скважины, введено понятие скважино-оперция по повышению нефтеотдачи пластов, также отнесенная к ремонтным работам в скважинах. Скважино-оперцией 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, направленныз на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном участке залежи.

Данными работами занимаются, как правило, бригады капитального ремонта скважины или другие специализированные бригады, входящие в состав Управления повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин (УПНП и КРС).

Характерной особенностью подземного ремонта скважин является то, что при различных его назначениях, продолжительности и сложности в большинстве случаев выполняются одни и те же операции с использованием одних и тех же специальных машин и инструментов.

Технологический процесс подземного ремонта скважин, можно разделить на три основных этапа:

• 1) подготовительные работы;
• 2) спускоподъемные операции и собственно ремонт;
• 3) освоение скважины после ремонта.

Первый технологический этап ремонта — подготовительные работы — состоит из двух частей:

• — собственно подготовки скважины к ремонту;
• — подготовка оборудования и инструмента для проведения ремонта.

К первой группе относятся работы, связанные с предупреждением проявлений воды, нефти и газа в процессе ремонта.

Скважину считают подготовленной к ремонту, если созданы условия для проведения в ней всех необходимых операций при соблюдении охраны труда, исключения загрязнения окружающей среды и потерь продукции.

Одной из технологий подготовки является глушение скважины, заключающееся в замене скважинной жидкости на жидкость глушения, плотность которой обеспечивает создание необходимого противодавления на эксплуатируемый объект. Глушение скважины нежелательный процесс, так как жидкость глушения в сочетании с репрессией на пласт может оказывать отрицательное влияние на его коллекторские свойства. 7.].

Более рациональный способ подготовки скважин к ремонту по сравнению с глушением — установка в скважине выше эксплуатационного объекта клапанов-отсекателей или оснащение устья скважины специальным оборудованием для производства спускоподъемных операций под давлением.

Вторая часть подготовительных работ заключается в доставке и развертывании на устье скважины необходимого оборудования, обеспечении инструментом, материалами и приспособлениями, демонтажем оборудования после проведенных работ и пр.

Большинство технологий ремонта осуществляется с применением спускоподъемных операций, поэтому спуск и подъем колонны труб рассматривается как самостоятельная группа операций. Их выполняют комплексом грузо-подъемного оборудования, включающего вышку с оснасткой, инструмент и средства механизации для захвата, поддержания труб, а также операций с резьбовыми соединениями.

Рис. 4. Подъемная установка: 1 — талевая система; 2 — вышка; 3 — силовая передача; 4 — передняя опора; 5 — кабина оператора; 6 — лебедка; 7 — гидроцилиндр подъема вышки; 8 — задняя опора

Грузоподъемное оборудование смонтировано на транспортной базе. Мобильный агрегат для производства спускоподъемных операций в подземном ремонте скважин в рабочем и транспортном положении показан на рисунках 4 и 5.

Для технологических операций предназначено специальное наземное и подземное оборудование. Основное наземное оборудование — насосные агрегаты для нагнетания жидкостей в скважину, установки для производства пара, оборудование для герметизации устья скважины, агрегаты для исследования скважин. Подземное — пакеры, якори, захватные устройства для извлечения труб, канатов, инструменты для очистки забоя и стенок скважины, инструменты для разрушения металла в скважине, создания дополнительных работ используются специальные технические и транспортные средства.

Освоение заключается в создании в заглушенной скважине условий для притока жидкости и газа из пласта к забою после ремонта.

Канатные технологии основаны на использовании каната для спуска на забой или заданный интервал скважины приборов, приспособлений, устройств, контейнеров, с соответствующими материалами.

Технологии с использованием гибких труб заключается в разматывании и наматывании на барабан, размещенный на площадке транспортного средства, непрерывной гибкой колонны.

На устье скважины размещается специальный механизм, принудительно заталкивающий гибкую колонну при одновременном ее распрямлении. На оси барабана установлен вертлюг, соединенный с внешним неподвижным концом гибкой колонны, что позволяет подавать в трубы жидкость в процессе вращения барабана. На спускаемом конце гибкой колонны может быть укреплен необходимый инструмент или приспособление для проведения технологической операции.

Длинномерная гибкая труба отличается от насосно-компрессорных труб материалом и отсутствием соединительных муфт.

Технологии ремонта предусматривают спуск гибкой колонны в обсадные трубы, в трубы насосно-компрессорных труб, в межтрубное п…

Виброобработка забоев скважин так же, как и гидроразрыв, направлены на создание в пласте сети искусственных трещин. В результате резкого колебания давления и гидравлических импульсов, создаваемых вибратором, происходит улучшение проводимости и очистка призабойной зоны скважин вследствие образования трещин и расширения естественных трещин в пласте. Виброобработки проводят, спуская в скважину на насоснокомпрессорных трубах гидравлический вибратор, который устанавливают против продуктивного пласта. Затем нагнетают в скважину жидкость, которая, попадая на цилиндр вибратора с щелевыми прорезями, создает гидравлический удар, сопровождаемый повышением давлений, и циклические колебания жидкости. Для создания непрерывной струи рабочей жидкости (нефть, раствор соляной кислоты, раствор ПАВ) при виброобработках у скважины устанавливают два насосных агрегата.

Химические методы воздействия на призабойную зону. Солянокислотные обработки забоев скважин широко используются и, как правило, неоднократно для очищения забоя и образования каналов в карбонатном пласте, так как известняки и доломиты растворяются под действием соляной кислоты, и проницаемость призабойной зоны после обработки увеличивается. Чтобы кислота не разъедала металлическое оборудование и трубы, в раствор кислоты добавляют специальные ингибиторы, в основном поверхностно-активные вещества (ПАВ) — катапин и др. Применять для обработки известняков и доломитов кислоты, такие как, например, серная кислота, нельзя, так как в результате химической реакции образуются нерастворимые в воде соли, которые, осаждаясь на забое скважины, будут закупоривать поры пород. Эффективность взаимодействия растворов соляной кислоты с карбонатными породами зависит от многих факторов: концентрации кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры на забое, скорости движения кислоты, характера пород.

Кислоту доставляют на скважины в специальных автоцистернах, а закачку производят специальными агрегатами, смонтированными на машинах.

Для обработки скважин используют кислотный раствор различной концентрации — От 12 до 25% - в зависимости от естественной проницаемости продуктивных пластов (для малопроницаемых — наибольшей концентрации). На 1 м обрабатываемой мощности пласта расходуется от 0,4 до 1,5 м³ раствора соляной кислоты.

В целях очищения забоя скважин от парафиновых и асфальтово-смолистых веществ предварительно до солянокислотной обработки проводят прогрев призабойной зоны для расплавления этих веществ. Поэтому скважину до кислотной обработки промывают горячей нефтью или производят термокислотную обработку.

Термокислотные обработки, представляющие собой обработки скважин нагретой кислотой, используются в малопроницаемых карбонатных пластах, где малоэффективна холодная кислота и где много на забое асфальтовосмолитстых веществ или парафина. Нагрев кислоты производят путем взаимодействия ее с химреагентами, т. е. химическим путем. В качестве реагента обычно используют магний, который при взаимодействии с соляной кислотой выделяет большое количество тепла.

Обычно процесс термокислотной обработки разделяется на две стадии.

Первая стадия термохимическая, когда под действием реагента происходит разогрев кислоты, расплавление парафиновых и смолистых веществ. На второй стадии производится кислотная обработка, в результате чего растворяются карбонаты и образуются поры, пустоты, каверны и другие каналы в призабойной зоне пласта, что существенно увеличивает производительность скважины.

Прогрев кислоты с применением магния доводят до температуры в 70- 80° С, а затем начинают ее закачивать в скважину. На одну обработку расходуется несколько десятков килограммов магния.

Чтобы увеличить эффективность термохимической обработки, экзотермическую реакцию проводят непосредственно в пласте. Для этого в пласт спускают магний в порошке и затем в скважину закачивают кислоту.

Иногда чтобы усилить действие термокислотной обработки, предварительно проводят кислотные ванны, выдерживая кислоту на забое и по всему стволу скважины от нескольких часов до одних суток. 1].

Тепловые обработки призабойных зон скважин.

Снижение дебита скважин в процессе эксплуатации в ряде случаев происходит из-за выпадения из нефти парафина и запарафинивания колонны труб, выделения и осаждения в породе асфальтеновых и смолистых веществ, содержащихся в большинстве нефтей, что ведет к понижению проницаемости пород призабойной зоны.

В промысловой практике широко распространены следующие методы прогрева призабойной зоны скважин:

• — закачка в скважины нагретой нефти, нефтепродуктов или воды, обработанной поверхностно-активными веществами;
• — закачка пара в эксплуатационные скважины, подаваемого с передвижных парогенераторов или стационарных паровых установок;
• — электротепловая обработка скважин при помощи специальных самоходных установок;
• — термохимическая обработка призабойной зоны путем закачки в скважины соляной кислоты с магнием;
• — огневой прогрев специальной горелкой, работающей на газе или дизельном топливе.

Эти воздействия, проводимые неоднократно в течение длительного времени, способствуют и повышению нефтеотдачи пластов.

В результате прогрева призабойной зоны скважин растворяются парафиновые и асфальто-смолистые вещества, которые выносятся потоками жидкости на поверхность, в результате очищается забой, ствол скважины, а также трубы и оборудование.

Прогревают призабойную зону скважин электронагревателями, газонагревателями, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, термохимическим воздействием на продуктивный пласт. Электротепловая обработка призабойных зон скважин проводится электронагревателями, которые спускают в скважину на кабеле (тросе).

Горячие жидкости (нефть, дизельное топливо) закачивают в скважины насосами. Паротепловая обработка проводится с помощью паропередвижных установок (ППУ), из которых перегретый водяной пар закачивают в скважины. Вытесняя нефть из насоснокомпрессорных труб, он попадает в призабойную зону и очищает ее. Перед тепловой обработкой необходимо обследовать скважину и определить: содержание в нефти парафиновых и асфальтосмолистых веществ, пластовую температуру и давление, содержание механических примесей, количество и состав воды в продукции скважины, глубину залегания и мощность нефтенасосного пласта, текущий дебит скважины и другие параметры. С помощью этих показателей определяют продолжительность и температуру прогрева, расход тепла, требуемого для обработки, глубину установки нагревателя и др.

Многие факторы, ухудшающие проницаемость коллекторов, вызывают большую трудность и при освоении нагнетательных скважин, расположенных в нефтяной зоне пласта. Вода, нагнетаемая при температуре 7−12°С (ниже температуры пласта), вызывает охлаждение пород призабойной зоны, способствует более интенсивному выпадению тяжелых компонентов нефти, в результате чего наиболее мелкие поры пласта оказываются закупоренными. Поэтому для предупреждения снижения проницаемости в целях увеличения дебита эксплуатационных и приемистости нагнетательных скважин и для повышения эффективности эксплуатации, содержащих тяжелые парафинистые и смолистые нефти, рекомендуется проводить тепловую обработку призабойной зоны скважин. При прогреве тем или иным способом скважины и призабойной зоны ее отложившийся парафин и смолистые вещества расплавляются и выносятся вместе с нефтью на поверхность. Обычно после прогрева скважины восстанавливают свой дебит.