Реконструкция и восстановление скважин

Реконструкция и восстановление скважин

Учебное пособие

Пермь, 2015 г.

Авторы:

к.т.н. Кукьян Антон Александрович; к.т.н. Мелехин Александр Александрович; д.т.н. Плотников Валерий Матвеевич.

Рецензенты:

к.т.н., доц. Л.Н. Долгих (Пермский национальный исследовательский политехнический университет)

д.т.н., академик РАЕН Ю.А. Коротаев (ООО "ВНИИБТ-Буровой инструмент")

Учебное пособие посвящено рассмотрению актуальной проблемы и детальному изложению курса по реконструкции и восстановлению скважин. Рассмотрен полный комплекс работ связанный с операциями по реконструкции и восстановлению скважин. Рассмотрено оборудование, применяемое в этих операциях.

Учебное пособие предназначено для студентов очной и заочной форм обучения обучающихся по направлению 131000.62 «Нефтегазовое дело».

Оглавление

Введение. 6

1. Реконструкция скважин. 7

1.1. Глушение скважин. 7

1.2. Отключение пластов или их отдельных интервалов. 10

1.3. Перевод скважин на другие горизонты и приобщение пластов. 12

1.4. Перевод скважин на использование по другому назначению.. 14

1.5. Освоение скважины под отбор пластовой жидкости. 14

1.6. Устранение негерметичности эксплуатационной колонны.. 15

1.6.1. Устранение негерметичности тампонированием.. 15

1.6.2. Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн. 15

1.6.3. Изоляция сквозных дефектов обсадных колонн. 16

1.6.4. Перекрытие дефекта обсадной колонны трубами меньшего диаметра. 16

1.6.5. Исправление смятых участков эксплуатационных колонн. 17

1.6.6. Установка стальных пластырей. 18

1.7. Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или реконструкции скважин. 20

1.7.1. Подготовительные работы к устранению аварий. 20

1.7.2. Извлечение из скважины труб. 20

1.7.3. Извлечение из скважины отдельных предметов. 21

1.8. Реконструкция скважин, связанная с бурением боковых стволов. 22

1.8.1 Подготовительные работы.. 23

1.8.2 Технология прорезания "окна" в обсадной колонне. 25

1.8.3. Технология бурения бокового ствола. 26

1.8.4. Технология крепления бокового ствола. 26

1.9. Прочие виды работ по реконструкции скважин. 28

1.9.1. Консервация и расконсервация скважин. 28

1.9.2. Ликвидация скважин. 33

2. Восстановление скважин. 42

2.1 Ремонтно-изоляционные работы.. 42

2.1.1. Подготовка к ремонтно-изоляционным работам.. 43

2.1.2. Восстановление герметичности цементного кольца. 44

2.1.3. Наращивание цементного кольца за обсадной колонной. 46

2.1.4. Исправление негерметичности цементного кольца. 47

2.2. Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин. 49

2.2.1. Подготовительные работы.. 49

2.2.2. Извлечение из скважины труб. 50

2.2.3. Извлечение из скважины отдельных предметов. 50

2.3. Устранение аварий допущенных в процессе бурения. 51

2.3.1. Классификация аварий. 52

2.3.3.Способы ликвидации аварий в процессе бурения. 53

2.4. Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ) 59

2.4.1. Общие положения. 59

2.4.2. Кислотная обработка. 60

2.4.3. Гидропескоструйная перфорация. 64

2.4.4. Виброобработка. 66

2.4.5. Термообработка. 66

2.4.6. Воздействие давлением пороховых газов. 67

2.4.7. Гидравлический разрыв пласта. 69

2.4.8. Дополнительная или повторная перфорация. 72

2.4.9. Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин. 73

3. Оборудование и материалы для реконструкции и восстановления скважин. 74

3.1. Подъемники и агрегаты для реконструкции и восстановления скважин. 74

3.2. Талевая система агрегатов для ремонта и восстановления скважин. 84

3.3. Инструмент для проведения СПО.. 89

3.4. Ключи для свинчивания и развинчивания труб и штанг. 93

3.5. Агрегаты и насосные установки для реконструкции и восстановления скважин 104

3.6. Оборудование для гидроразрыва пласта. 112

3.7. Цементировочные агрегаты и цементосмесительные машины, автоцистерны и кислотовозы, используемые при реконструкции и восстановлении скважин. 114

3.8. Блок манифольда. 121

3.9. Трубы, применяемые при реконструкции и восстановлении скважин. 122

3.9.1. Насосно-компрессорные трубы. 122

3.9.2. Бурильные трубы. 127

3.10. Забойные гидравлические двигатели для реконструкции и восстановления скважин. 130

3.10.1. Винтовые забойные двигатели. 130

3.10.2. Малогабаритные турбобуры.. 133

3.11. Ловильный, режущий и вспомогательный инструменты. 133

3.11.1. Метчики. 134

3.11.2. Ловильные колокола. 135

3.11.3. Труболовки. 137

3.11.4. Овершот. 142

3.11.5. Ловители. 145

3.11.6. Ловильные удочки. 148

3.11.7. Металлошламоуловители. 151

3.11.8. Фрезеры.. 154

3.11.9. Пауки. 161

3.11.10. Труборезы.. 162

3.12. Инструмент для обследования состояния аварийного оборудования, находящегося в скважине и эксплуатационной колонны. 163

3.13. Документация на реконструкцию и восстановление скважин. 165

Приложение 1. 168

Введение

В настоящее время многие скважины нефтяных и газовых месторождений Пермского края и других районов нашей страны находятся в эксплуатации длительное время. В результате воздействия на них различных факторов технического, технологического и геологического характера они подвержены износу и требуют проведения работ по их реконструкции и восстановлению. Необходимость проведения таких работ возникает также после выработки отдельных залежей и пластов, проникновения по нефтенасыщенным продуктивным пластам воды, разгерметизации заколонного пространства, работами по воздействию на продуктивный пласт.

Кроме того, эксплуатация скважин, как правило, сопряжена с различными авариями скважинного оборудования. Поэтому важно знать методы и средства ликвидации аварий, а так же используемые при этом инструмент, приспособления и оборудование.

В учебном пособии дана классификация видов работ при реконструкции и восстановлении скважин, описывается последовательность действий при проведении различных видов работ, приведен наиболее распространенный инструмент, используемый при реконструкции и восстановлении скважин.

Данное учебное пособие предназначено для подготовки и переподготовки инженерно-технических работников, осуществляющих реконструкцию и восстановление нефтяных и газовых скважин.

Авторы будут признательны пользователям, высказавшим замечания и предложения по улучшению данного учебного пособия и которые будут учтены в будущем.

Перепечатка документа без согласования с авторами запрещена.

Реконструкция скважин

1.1. Глушение скважин

В соответствии с Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности России, утв. приказом Ростехнадзора от 12.03.2013, № 101, перед началом работ на скважине она должна быть остановлена и заглушена, т.е. должны быть исключены условия излива или выброса скважинной жидкости или газа.

Глушению подлежат все скважины, у которых коэффициент аномальности пластового давления больше или равен 1, также скважины, с коэффициентом аномальности пластового давления меньше 1, но в которых возможно фонтанирование.

Под коэффициентом аномальности пластового давления понимают отношение пластового давления пласта, вскрытого перфорацией к гидростатическому давлению, создаваемому вертикальным столбом пресной воды: ,

где Р_пл – пластовое давление перфорированного продуктивного пласта, Па; Р_гст - гидростатическое давление, создаваемое вертикальным столбом пресной воды у верхних отверстий интервала перфорации, Па; r - плотность пресной воды, кг/м³ (r=1000); g – ускорение свободного падения, g= 9,81 м/с²; Н – вертикальное расстояние от пьедестального фланца эксплуатационной колонны до верхних отверстий интервала перфорации, м.

Расчет плотности жидкости глушения производят по формуле:

,

где ρ_жг – плотность жидкости глушения, кг/м³; Р_пл – пластовое давление, Па; Н – вертикальное расстояние от верхних отверстий интервала перфорации до пьедестального фланца, м; g – ускорение свободного падения (g = 9,81 м/с²); К_б– коэффициент запаса (или безопасности).

При расчете принимают следующие значения коэффициента безопасности К_б:

при Н≤1200 м К_б=1,10 и при этом ((Н·ρ_жг·g) – Р_пл) ≤1,5 МПа;

при Н>1200 м К_б=1,05, при этом ((Н·ρ_жг·g) – Рпл) ≤2,5 МПа.

Отклонение плотности жидкости глушения от расчетной величины не должно превышать значений, приведенных в таблице 1.

Таблица 1.

Глубина залегания кровли пласта, м	Допустимые отклонения (±) плотности жидкости глушения (кг/м3) при её расчетном значении в следующих пределах:
ρжг<1300	1300 - 1800	более 1800
до 1200
до 2600
до 4000

Требования, предъявляемые к жидкости глушения

1. Плотность жидкости глушения (ЖГ) должна обеспечивать создание давления на пласт, превышающее пластовое в пределах допустимых норм;

2. ЖГ должна быть химически инертна к горным породам коллектора, совместима с пластовыми флюидами и не должна кольматировать пласт;

3. Фильтрат ЖГ должен ингибировать глинистые частицы, исключая их набухание;

4. ЖГ не должна образовывать водных барьеров, должна гидрофобизировать коллектор, снижать межфазное натяжение на границе «ЖГ – пластовый флюид»;

5. ЖГ не должна образовывать стойких эмульсий;

6. Вязкостные структурно-механические свойства должны поддаваться регулированию;

7. Коррозионная активность ЖГ не должна превышать 0,12 мм/год;

8. ЖГ должна быть термостабильной при высоких температурах и морозоустойчивой при низких температурах (зимой);

9. ЖГ должна быть технологична в приготовлении и использовании;

10. ЖГ должна быть инертна по отношению к другим жидкостям, используемым при КРС и ТРС;

11. В скважинах, содержащих сероводород, ЖГ должна содержать нейтрализатор сероводорода.

Перед началом глушения на базе заготавливают и завозят на скважину жидкость глушения в объёме равном удвоенному внутреннему объёму эксплуатационной колонны скважины.

Технология глушения скважины

Перед началом глушения собирают нагнетательную линию от насосного агрегата до устьевой скважинной арматуры. Нагнетательную линию опрессовывают на 1,5 – кратное давление от ожидаемого рабочего.

Закачка жидкости глушения в скважину может производиться прямым или обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном - в межтрубное пространство (эксплуатационная колонна – колонна НКТ).

Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.

В скважинах с низкой приемистостью пластов глушение производят в два этапа. Вначале жидкость глушения замещают до глубины установки насоса, а затем через расчетное время Т повторяют глушение.

Расчетное время Т определяют по формуле , где Н - расстояние от приема насоса до забоя скважины, м; v - скорость замещения жидкостей, м/с (ориентировочно можно принять 0,04 м/с).

Перед началом закачки жидкости глушения необходимо открыть задвижки на фонтанной арматуре для закачиваемой и выдавливаемой из скважины жидкости.

Расход жидкости глушения должен выбираться с таким расчетом, чтобы он был больше, чем производительность скважины. Противодавление на пласт регулируют подачей насоса и дроселированием выдавливаемой из скважины жидкости на выходной задвижке.

При закачке необходимо следить за показаниями манометров и отсутствием утечек в нагнетательных линиях. Ликвидация утечек производится после остановки насосного агрегата и сброса давления.

Схема обвязки скважины при закачке жидкости глушения обратным способом приведена на рис.1.

Рис. 1. Схема обвязки скважины при закачке жидкости глушения обратным способом.

1 – колонна НКТ; 2 – эксплуатационная колонна; 3, 5, 7, 8, 9, 11, 12 – задвижки; 4 – трубная головка; 6 – фонтанная арматура; 10 – ёмкость для сбора скважинной жидкости; 13 – насосный агрегат; 14 – нефтепромысловый коллектор; 15 – емкость для жидкости глушения;

а – жидкость глушения; б – скважинная жидкость.

ЗАПРЕЩЕНО персоналу находиться в зонах расположения нагнетательных линий. Если закачка жидкости глушения производится в два и более циклов, то скважина закрывается и ставится на отстой на время указанное в плане.

Признаком окончания глушения скважины является равенство плотности закачиваемой и выходящей из скважины жидкости, отсутствие излива жидкости или газа из скважины после её простоя спустя 2 часа и более.

Объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины.

Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными устройствами заводского изготовления. Отвод от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.

Контроль давления производится манометром. Манометр устанавливается на устьевой арматуре и на насосном агрегате. На манометрах должна быть нанесена (красной краской) контрольная метка, показывающая максимальное допустимое рабочее давление. Верхний предел измерения манометров выбирается так, чтобы предполагаемые показания рабочего давления располагались в пределах не менее одной третьей части его шкалы.

Максимальное давление при закачке жидкости глушения не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны с учетом её износа.

1.2. Отключение пластов или их отдельных интер­валов

Изоляционные работы проводят методом тампонирования под давлением без пакера через общий фильтр или с установкой пакера через фильтр отклю­чаемого пласта. Работы проводят после глушение скважины в следующей последовательности:

· спускают НКТ с «пером» до искусственного забоя и выполняют промывку скважины;

· при использовании пакера предварительно производят шаблонирование эксплуатационной колонны до глубины установки + 10 м;

· при отключении верхних или промежуточных пластов выполняют операции по предохранению ниж­них продуктивных пластов (заполняют ствол скважи­ны в интервале от искусственного забоя до отметки на 1,5-2,0 м ниже подошвы отключаемого пласта пес­ком или вязкоупругим составом, устанавли­вают цементный мост или взрыв-пакер);

· проводят гидроиспытание НКТ или НКТ с пакером (установив клапан-заглушку в хвостовике);

· производят привязку места посадки пакера[1] локатором муфт на гладкой безмуфтовой части эксплуатационной колонны;

· проверяют герметичность посадки пакера (при открытой задвижке на затрубье);

· определяют приемистость вскрытого интервала пласта. Если она окажется менее 0,6 м³/(ч•МПа), про­водят работы по увеличению приемистости изолируе­мого интервала (например, раствором соляной кисло­ты);

· выбирают тип и определяют объем тампонажного состава;

· За 3-5 суток до осуществления работ проводят лабораторный анализ тампонажного состава в усло­виях ожидаемых температуры и давления и определяют механические характеристики и время начала загустевания тампонажного состава.

· производят расчет продолжительности тех­нологического процесса. Время продолжительности технологического процесса не должно превышать 75 % от времени начала загустевания тампонажного состава, в противном случае делают корректировку рецептуры тампонажного состава;

· приготавливают и закачивают под давлением в заданный интервал тампонажный раствор и оставляют скважину на ОЗЦ. Объём тампонажной смеси рассчитывается исходя из диаметра проникновения тампонажной смеси в пласт. Срок ОЗЦ устанавливают в зависимости от типа тампонажного раствора. По истечении срока ОЗЦ производят подъем скважинного оборудования, спускают колонну НКТ с пером, проверяют наличие моста и проводят гидроиспытание моста и эксплуатационной колонны;

· при необходимости производят дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта;

· при отключении верхних и промежуточных пластов, эксплуатация которых осуществляется при депрессии на пласт более 5 МПа, после проведения тампонирования под давлением интервал префорации перекрывают дополнительно металлическим пластырем.

При проведении работ по ограничению водопритоков и использовании тампонажных составов, селективно воздействующих на участки пласта с раз­личными насыщающими жидкостями и селективно отверждающихся в них, закачку составов осуществля­ют через существующий фильтр без предварительного отключения нефтенасыщенных интервалов; при необходимости используют пакер. Работы проводят­ся в соответствии с РД, регламентирующим приме­нение конкретных изоляционных составов.

Для исключения перемешивания тампонажного состава со скважинной жидкостью, работы рекомендуется проводить с использованием разделительных пробок (рис. 2).

Рис. 2. Схема изоляционных работ при использовании пакера и разделительных пробок.

1 – пробка проточная; 2 – хвостовик; 3 – пакер; 4 – реперный патрубок; 5 – колонна НКТ; 6, 10, 13, 14 – задвижки; 7 – крестовина трубной головки; 8 – пробки разделительные; 9 – цементировочная головка; 11 – ёмкость с продавочной жидкостью; 12 – цементировочный агрегат; 15 – ёмкость с жидкостью глушения; 16 – эксплуатационная колонна.

l – расстояние от нижнего конца хвостовика до верхнего перфорационного отверстия.

Ремонтные работы методом тампонирования в скважинах, содержащих в продукции сероводород, выполняются с применением сероводородостойких тампонажных материалов на минеральной или поли­мерной основе.

1.3. Перевод скважин на другие горизонты и приобщение пла­стов

Перевод на другие горизонты и приобщение пластов осуществляют в соответствии с требованиями технологических схем и проектов разработки нефтя­ных месторождений. Перед переходом на другие горизонты и при­общение пластов проводят геофизические исследо­вания для оценки нефте-водонасыщенности продук­тивных горизонтов и оценки состояния цементного кольца между ними и соседними водоносными плас­тами. Ремонтные работы по переходу на другие го­ризонты включают работы по отключению нижнего перфорированного горизонта и вскрытию перфорацией верхнего продуктивного горизонта или наоборот.

Переход на верхний горизонт

Для перехода на верхний горизонт, находя­щийся на значительном удалении от нижнего (50—100 м и более), устанавливают цементный мост над нижним горизонтом. При этом может использо­ваться предварительная установка разбуриваемого пакера или цементный раствор с заполнителями.

Ремонтные работы по переходу на верхний горизонт, находящийся в непосредственной близости от нижнего, проводят по технологии отключения ниж­них пластов. Для отключения нижнего перфорированно­го горизонта применяют методы тампонирования под давлением, установки цементного моста, засыпки пес­ком, а также установки разбуриваемых пакеров само­стоятельно или в сочетании с цементным мостом.

Метод тампонирования применяют как при герметичном цементном кольце, так и в случае негер­метичности цементного кольца, но при планируемой депрессии на продуктивный горизонт после ремонта более 5 МПа. Метод установки цементного моста приме­няют при герметичном цементном кольце и высоком статическом уровне в скважине (при отсутствии по­глощения). При отключении нижнего горизонта мето­дом тампонирования под давлением используют легкофильтрующиеся в трещины в цементном кольце и поры пласта тампонажные материалы при приемис­тости пласта до 2 м³/(ч•МПа) и цементный раствор и его модификации — при приемистости более 2 м³/(ч•МПа).

Метод засыпки песком применяют при гер­метичном цементном кольце, низком статическом уровне в скважине, депрессии на продуктивный го­ризонт после ремонта до 5 МПа и небольшой глубине искусственного забоя (10—20 м ниже отключаемого горизонта).

Метод установки разбуриваемых пакеров применяют при герметичном цементном кольце, низ­ком статическом уровне, планируемой депрессии на пласт после ремонта до 5 МПа.

Переход на нижний горизонт

Ремонтные работы по переходу на нижний горизонт, находящийся в непосредственной близости от верхнего, проводят по тех­нологии отключения верхних пластов.

Для отключения верхних пластов исполь­зуют методы тампонирования под давлением, уста­новки металлических пластырей и сочетание этих ме­тодов.

Методы тампонирования под давлением применяют при негерметичном цементном кольце между горизонтами и наличии признаков разрушения или отсутствия цементного кольца в интервале пер­форации отключаемого горизонта.

Метод установки металлических пласты­рей применяют в условиях герметичного цементного кольца между горизонтами и отсутствия признаков раз­рушения цементного кольца в интервале перфорации отключаемого горизонта.

Сочетание методов тампонирования под давлением и установки металлических пластырей при­меняют в случаях, когда не удается добиться полной герметичности отключаемого горизонта.

При отключении верхних горизонтов с це­лью перехода на нижние используют тампонажные материалы в зависимости от геологической характе­ристики пласта.

Извлечение из скважины труб

Извлечение оборванных НКТ из скважины производят при последовательном выполнении сле­дующих операций:

· внимательно изучают поднятую часть трубы;

· спускают свинцовую печать и определяют положение оборванного конца трубы;

· в зависимости от характера оборванного участка (разрыв, смятие, вогнутость краев и т.п.) спускают ловильный инструмент соответствующей конструкции для выправления конца трубы с целью последующего его захвата труболовкой.

Извлечение прихваченных цементом труб про­изводят в следующей последовательности;

· отворачи­вают и поднимают свободные от цемента трубы;

· обуривают зацементированные трубы трубным или кольцевым фрезером с удлинителем (включая направляющий патрубок) не менее 10 м.

Фрезерование труб производят с таким расчетом, чтобы конец оста­ющейся в скважине трубы был свободен от цемента. Фрезеро­вание труб должно осуществляться при интенсивной промывке скважины и осевой нагрузке на фрезер не более 10-20 кН.

Вырезание бурильных труб и НКТ диаметром 73 мм и менее производят при помощи наружных труборезов. НКТ диаметром 89 и 115 мм вырезают внутренними труборезами, а обсадные трубы — внутренними тру­борезами с выдвижными резцами гидравлического действия.

1.7.3. Извлечение из скважины отдельных предме­тов

Извлечение из скважины отдельных предме­тов осуществляют после предварительного обследова­ния свинцовыми печатями характера и места их на­хождения. В качестве ловильного инструмента приме­няют

· труболовки,

· колокола,

· метчики,

· овершот,

· магнитные фрезеры,

· фрезеры-пауки.

Ловильные ра­боты производят с промывкой. Извлекаемые предме­ты предварительно фрезеруют. В случае если предмет не удается извлечь из скважины, его фрезеруют или дробят на мелкие куски с последующим захватом ловильными ин­струментами и подъёмом из скважины.

Канат, кабель и про­волоку извлекают из скважиныпри помощи

· удочки,

· крючка и т.п. инструмента.

Спускае­мый в скважину ловильный инструмент должен иметь ограничители, диаметр которых не должен превышать диаметра шаблона для обсадной колонны.

Решение о прекращении работ по ликвидации аварии принимает техническая служба нефтегазодобывающего предприятия по согласованию с геологи­ческой службой и Росгортехнадзором России. В особо ответственных случаях это решение утверждает руко­водство предприятия.

Подготовительные работы

Предварительно производят обследование обсадной колонны свинцовой печатью, диаметр которой должен быть на 10-12 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны. Затем спускают и проверяют проходимость шаблона для оценки возможности спуска отклонителя или другого инструмента в соответствии с технологическим приёмом забуривания. Диаметр шаблона и длину шаблона определяют следующим образом:

+(10÷12) мм;

+(300÷400) мм,

где - наибольший диаметр отклонителя, мм; - длина отклонителя, мм.

Определяют положение муфт с помощью локатора муфт (ЛМ) для выбора интервалов вырезания "окна" и установки цементного моста. Цементный мост устанавливают высотой 5-6 м из условия расположения его верхней части на 0,5-1,0 м выше муфтового соединения и оставляют скважину на ОЗЦ.

После ОЗЦ удаляют со стенок обсадных труб цементную корку и производят повторное шаблонирование обсадной колонны до глубины установки цементного моста и проверяют герметичность обсадной колонны при давлении, в 1,5 раза превышающем расчетное с учетом износа труб.

Спускают на бурильных трубах отклонитель (рис. 4) со скоростью не более 0,2 м/с. Соединение бурильных труб с отклонителем осуществляют с помощью спускного клина. Спуск отклонителя до головы моста контролируют по показаниям индикатора массы.

При осевой нагрузке 30-40 кН срезают нижнюю шпильку и перемещают подвижной патрубок по направляющей трубе. При дальнейшем увеличении осевой нагрузки до 100 кН срезают верхние болты, освобождают и поднимают спускной клин[2].

Рис. 4. Компоновка клина-отклонителя:

1-магнитный переводник; 2- спускной клин; 3- срезные болты; 4- отклоняющий клин; 5- плашки.

1.8.2 Технология прорезания "окна" в обсадной колонне

Спускают на бурильных трубах райбер, армированный твердым сплавом. Диаметр райбера выбирают на 10-15 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны в интервале вскрываемого "окна". Прорезание колонны производят при вращении бурильного инструмента со скоростью 45-80 об/мин с одновременной подачей райбера по наклонной поверхности отклонителя. Производительность насосов при этом должна быть не менее 10 л/с. В процессе райбирования величину осевой нагрузки следует постепенно увеличивать от 5 кН, в период приработки райбера, до 50 кН, при вскрытии "окна", а при выходе райбера из колонны этот показатель уменьшают до 10-20 кН.

Оптимальную осевую нагрузку при вырезании "окна" выбирают в зависимости от диаметра райбера, и она должна составлять 2 кН на каждые 100 мм диаметра райбера.

О полном вскрытии "окна" в обсадной колонне судят по показаниям индикатора массы и манометра, установленного на манифольдной линии (При внедрении райбера в горную породу давление резко повышается).

Забуривание второго ствола производят при пониженной осевой нагрузке на глубину, равную длине рабочей трубы. Дальнейшее бурение производят в соответствии с решением, принятым для данного геологического разреза.

Последовательность прорезания «окна» в эксплуатационной колонне при использовании клина-отклонителя приведена на рис. 5.

Рис. 5. Последовательность прорезания «окна» в эксплуатационной колонне при использовании клина-отклонителя:

1 – начало фрезерования колонны; 2 – продолжение фрезерования колонны коническим райбером; 3 – завершение фрезерования бокового окна в колонне; 4 – вид бокового окна после прорезения колонны.

Расконсервация скважин

Расконсервацию скважины производят в следующем порядке:

1. устанавливают штурвалы на задвижки фонтан­ной арматуры;

2. разгерметизируют патрубки и устанавливают манометры;

3. снимают заглушки с фланцев задвижек;

4. подвергают фонтанную арматуру гидроиспыта­нию при давлении, соответствующем условиям эксп­луатации;

5. промывают скважину, при необходимости про­изводят допуск колонны НКТ до заданной глубины и после оборудования устья производят ее освоение и ввод в эксплуатацию;

6. при наличии в скважине цементного моста пос­ледний разбуривают, скважину промывают до искус­ственного забоя, спускают в колонну НКТ и другое подземное оборудование и после оборудования устья скважину осваивают.

Ликвидация скважин

Ликвидация скважин производится по инициативе предприятия - пользователя недр, других юридических или физических лиц, на балансе которых находится скважина (далее - владелец), или в случаях, установленных законодательством.

Ликвидация скважин осуществляется в соответствии с проектной документацией в сроки, согласованные с территориальными органами Ростехнадзора России.

Структура и состав проектной документации на ликвидацию скважины должны соответствовать действующим нормативным требованиям и включать следующие разделы:

- общая пояснительная записка. Обоснование критериев ликвидации скважины;

- технологические и технические решения по ликвидации скважины;

- порядок организации работ по ликвидации скважины;

- мероприятия по охране недр, окружающей среды и обеспечению промышленной безопасности;

- сметный расчет.

Все ликвидируемые скважины в зависимости от причин ликвидации подразделяются на 4 категории:

I - скважины, выполнившие свое назначение;

II - скважины, ликвидируемые по геологическим причинам;

III - скважины, ликвидируемые по техническим причинам;

IV - скважины, ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим причинам.

К первой категории скважин относятся скважины, выполнившие свое назначение. Сюда входят:

1) скважины, выполнившие задачи, предусмотренные проектом строительства, проектами (технологическими схемами) и другими технологическими документами на разработку месторождений;

2) скважины, достигшие нижнего предела дебитов, установленных проектом, технологической схемой разработки или инструкцией по обоснованию нижнего предела рентабельности эксплуатационных скважин, разработанной и утвержденной в установленном порядке, обводнившиеся пластовой, закачиваемой водой, не имеющие объектов возврата или приобщения, в случае отсутствия необходимости их перевода в контрольный (наблюдательный, пьезометрический) фонд;

3) скважины, пробуренные для проведения опытных и опытно-промышленных работ по испытанию различных технологий, после выполнения установленных проектом задач;

4) скважины, пробуренные как добывающие, а после обводнения переведенные в контрольные, нагнетательные и другие, при отсутствии необходимости их дальнейшего использования.

5) скважины, выполнившие свое назначение на подземных хранилищах нефти и газа и месторождениях термальных и промышленных вод.

Ко второй категории относятся скважины или часть их ствола, ликвидируемые по геологическим причинам. К ним относятся:

1) скважины, доведенные до проектной глубины, но оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях, то есть в зонах отсутствия коллекторов, законтурной области нефтяных и газовых месторождений, давшие непромышленные притоки нефти, газа, воды, а также скважины, где были проведены работы по интенсификации притока, которые не дали результатов;

2) скважины, прекращенные строительством из-за нецелесообразности дальнейшего ведения работ по результатам бурения предыдущих скважин;

3) скважины, не вскрывшие проектный горизонт и не доведенные до проектной глубины из-за несоответствия фактического геологического разреза проектному, вскрытия в разрезе непреодолимых препятствий (катастрофические зоны поглощения, обвалы, высокопластичные породы);

4) скважины, законченные строительством на подземных хранилищах нефти, газа и месторождениях теплоэнергетических и промышленных вод и оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях ("сухими", не давшие притока и т.п.);

5) скважины нагнетательные, наблюдательные, эксплуатационные, йодобромные, теплоэнергетические, бальнеологические, а также скважины, пробуренные для сброса промысловых вод и других промышленных отходов, для эксплуатации подземных хранилищ нефти и газа, оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях, при отсутствии необходимости их использования в иных хозяйственных целях.

К третьей категории относятся скважины или часть их ствола, ликвидируемые по техническим причинам (аварийные). К ним относятся скважины, где прекращены строительство, работы по капитальному ремонту или эксплуатация вследствие аварий, инцидентов и осложнений, ликвидировать которые существующими методами невозможно или экономически нецелесообразно:

1) скважины, на которых возникли открытые фонтаны, пожары, следствием которых явилась потеря ствола скважины, а также аварии с бурильным инструментом, техническими или эксплуатационными колоннами, внутрискважинным и устьевым оборудованием, геофизическими приборами и кабелем, аварии из-за некачественного цементирования. В случаях, когда в исправной части ствола скважины (выше аварийной части) имеются продуктивные горизонты промышленного значения, подлежащие в соответствии с технологическими документами на разработку месторождений отработке этой скважиной, ликвидируется в установленном порядке только аварийная часть ствола, а исправная передается добывающему предприятию;

2) скважины, где произошел приток пластовых вод при освоении, испытании или эксплуатации, изолировать которые не представляется возможным;

3) скважины, на которых выявлена негерметичность эксплуатационной колонны в результате ее коррозионного износа вследствие длительной эксплуатации в агрессивной среде;

4) скважины с разрушенными в результате стихийных бедствий (землетрясения, оползни) устьями или возникновением реальной опасности оползневых явлений или затопления;

5) скважины при смятии, сломе обсадных колонн в интервалах залегания солей, глин, многолетнемерзлых пород;

6) скважины, пробуренные на морских месторождениях в случае аварийного ухода буровых установок, разрушения гидротехнических сооружений, технической невозможности и экономической нецелесообразности их восстановления;

7) скважины, пробуренные с недопустимыми отклонениями от проектной точки вскрытия пласта.

К четвертой категорииотносятся скважины, ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим причинам. К ним относятся:

1) скважины, законченные строительством и непригодные к эксплуатации из-за несоответствия прочностных и коррозионностойких характеристик эксплуатационной колонны фактическим условиям;

2) скважины, непригодные к эксплуатации в условиях проведения теплов