Анализ ремонтно-изоляционных работ в условиях УПНП и КРС

Министерство науки и образования РТ
Лениногорский нефтяной техникум
ДИПЛОМНАЯ РАБОТА
Тема: «Анализ ремонтно-изоляционных работ в условиях УПНП и КРС»
2006
СОДЕРЖАНИЕ
1. Введение
2. Исходные данные
2.1 Характеристика геологического строения эксплуатационного объекта
2.2 Коллекторские свойства горных пород
2.3 Физико-химические свойства горных пород
2.4 Режим залежи
2.5 Конструкция скважины
3. Технологический раздел
3.1 Виды и причины обводнения скважин
3.2 Обследование и исследование скважин
3.3 Подготовительно-заключительные работы
3.4 Применяемые материалы для изоляции
3.5 Оборудование применяемое при РИР
3.6 Технология РИР по скважинам
3.7 Расчёт процесса изоляционных работ (цементирование)
3.8 Анализ ремонтно-изоляционных работ
3.9 Выводы и предложения
4. Охрана труда и противопожарная защита
4.1 Охрана труда и техника безопасности при КРС
4.2 Противопожарная защита
5. Охрана недр и окружающей среды
5.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды в условиях ЛУПНПиКРС
Список используемой литературы
1. ВВЕДЕНИЕ
Отличительной особенностью процесса разработки нефтяных месторождений с искусственным заводнением является прогрессирующее обводнение скважин по мере выработки извлекаемых запасов. В связи с тем, что многие месторождения вступают в более поздние стадии разработки, характеризующиеся высоким обводнением продукции скважин, проблема ограничения отбора воды приобрела в последние годы исключительную актуальность. В условиях резкой фациальной неоднородности продуктивных горизонтов, разработки их сеткой скважин и общим фильтром постепенное обводнение нефтяных скважин является естественным, и значительные запасы нефти отбираются в водный период эксплуатации скважин.
На характер обводнения добываемой продукции оказывает влияние множество факторов, связанных, с одной стороны, с геологическим строением и коллекторскими свойствами пласта, физико-химическими свойствами нефти и вытесняющей жидкости, с другой – с применяемой системой размещения скважин, технологией их строительства, режимами эксплуатации. В условиях роста депрессий большое число скважин обводняется из-за прорыва вод по отдельным высокопроницаемым пропласткам эксплуатируемого объекта, нарушения герметичности заколонного пространства, а также из-за подтягивания конусов подошвенной воды. Кроме того, многие залежи нефти приурочены к водонефтяным зонам, где скважины с первых же дней эксплуатации начинают давать обводнённую продукцию. Преждевременное обводнение скважин уменьшает конечную нефтеотдачу и вызывает большие непроизводительные затраты на добычу, транспортирование попутной воды и на борьбу с коррозией промыслового оборудования.
2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
2.1 Характеристика геологического строения эксплуатационного объекта
Западно-Лениногорская площадь расположена в южной части Ромашкинского нефтяного месторождения и является краевой. Разрез площади представлен отложениями девонской, каменноугольной и пермской систем палеозоя. Проектирование разработки Западно-Лениногорской площади впервые было начато во ВНИИ в 1954г. В 1968г. Западно-Лениногорская площадь была выделена в самостоятельный объект разработки, где был сделан подсчет запасов только для Западно-Лениногорской площади. Данным проектом был предусмотрен максимальный уровень добычи нефти 3,4 млн. т. с сохранением его в течение 6-7 лет. Фактически же максимальный уровень добычи был достигнут в 1971г. и составил 3,89 млн. т. Принятый вариант разработки предусматривал ряд мероприятий по дальнейшей разработке площади: бурение скважин, очаговое заводнение, уменьшение забойного давления до 90 атмосфер, увеличение давления нагнетания для верхних пластов до 18-20 МПа, увеличение резервных скважин до 100.
На севере площадь контактирует с Южно-Ромашкинской, на западе с Зай-Каратайской и на востоке с Восточно-Лениногорской площадями.
В географическом отношении Западно-Лениногорская площадь представляет собой пересеченную местность с многочисленными оврагами и балками. Абсолютные отметки колеблются в пределах от 100 до 250 метров. Большую часть площади занимают лесные массивы.
Климат района резко континентальный. Суровая, холодная зима с сильными буранами и жаркое лето. Преобладающее направление ветров – Юго-Западное. Самым холодным месяцем является январь, имеющий среднюю месячную температуру -13,7 – 14,4 °С. Наиболее теплым месяцем является июль 18 – 19 °С. Абсолютный минимум температуры достигает в некоторые годы до -49 °С. Максимальная летняя – 38 °С. Наибольшее количество осадков выпадает в июне (до 60 мм). Минимальное в феврале (до 17 мм ). Грозовая деятельность от 40 до 60 мин. в год.
Основным объектом разработки являются запасы нефти, приуроченные к терригенным коллекторам пашийского горизонта Д1, которые представлены двумя группами: высокопродуктивные с проницаемостью более 0,100 мкм2 и малопродуктивные с вариацией проницаемости 0,30 – 0,100 мкм2. В свою очередь в рамках первой группы выделены коллекторы с объемной глинистостью менее и более 2%. Таким образом объект разработки Д1 представляется совокупностью трех типов пород – коллекторов с различной фильтрационной характеристикой, которые имеют прерывистый характер строения, выражающийся в смене одного типа коллекторов другим, а также и полным их замещением неколлекторами.
Фациальный состав коллекторов изменяется от гомодисперсных алевролитов до песчаных фракций. алевролитов до песчаных фракций.
Горизонт Д1 является многопластовым объектом. В пределах общей толщины продуктивных отложений, которая в среднем составляет 34,0 м. При колебаниях по скважинам от 8 до 53,6 м выделяется до 11 пропластков. Средняя величина расчлененности составляет 5,7. Практика разработки площади показала, что при детальном анализе выработки оптимально в пределах горизонта Д1, следует выделить 7 пропластков. При этом возникали объективные трудности при корреляции пластов зональных интервалов " б " и частично " в ".
Применение статистических методов корреляции для разрешения этого вопроса не дали положительных результатов, поскольку в пределах всего интервала залегания этих пластов нельзя даже наметить какую-либо зону устойчивого положения границ зонального интервала. Потому, в процессе анализа заводнения коллекторов, при доказанной необходимости, осуществлялось уточнение начальной корреляции пластов, а в зонах слияния их идентификация. Достаточно уверенно выделяются зональные интервалы пласта " а " и пластов пачки " г д " .
В силу особенностей залегания пластов пачки " б ", их стратиграфическая идентификация осуществлялась при непосредственной корреляции разрезов скважин друг с другом.
С момента составления последнего проектного документа было пробурено около 150 скважин, что, естественно, в какой – то мере изменило геологическое представление о строении площади.
Существующее представление о линзовидном строении верхней пачки пластов и площадном — нижней не изменилось в процессе продолжающегося разбуривания площади.
Выделенные блоки не равнозначны по представительности той или иной группы пород. Для сравнения приведены результаты сопоставления площадей распространения этих групп по пластам в пределах каждого блока. Достаточно однозначно, как в целом по пласту, так и по блокам происходит увеличение доли коллектора сверху вниз. Из общей закономерности выпадает пласт « а» на втором и третьем блоках, по каждому доля коллектора выше, чем в нижележащих пластах пачки «б».
Аналогичная закономерность прослеживается по высокопродуктивным неглинистым коллекторам, но с различной представительностью в строении пластов.
Естественно, что разная степень представительности групп пород в строении пластов является одним из главных аргументов, определяющих состояние выработки запасов нефти. Очевидно, что это также является одной из важнейших причин особенностей выработки запасов по блокам.
В силу многопластового строения горизонта Д1 становится очевидным многообразие разрезов скважин с различным сочетанием пластов, представленных разными группами коллекторов и залегающих на различных стратиграфических уровнях. В результате обработки практически всех разрезов по скважинам они систематизированы в 6 типов с представительностью от 1 до 6 пластов. Кроме того, каждый из типов рассматривался с точки зрения возможных вариантов сочетания высоко и малопродуктивных коллекторов. В рамках выделенных типов разрезы сгруппированы в подтипы с их долей участия в строении объекта.
В процессе изучения особенностей геологического строения горизонта Д1 была оценена величина литологической связанности между пластами. Из приведенных данных и в сравнении с другими соседними площадями можно однозначно сказать, что пласты залегают достаточно обособленно друг от друга. Как и по другим площадям, сравнительно высокая связь отмечается между пластами " б1 " и " б2 " — 41%; " г1 " и " г2 " — 34% и несколько меньшая связь между остальными пластами. С одной стороны, как известно, наличие зон слияния способствует возникновению естественных очагов заводнения, что способствует интенсификации выработки запасов нефти. С другой стороны достаточная обособленность способствует эффективному использованию дифференциального подключения пластов к разработке. В этой связи данная площадь выгодно отличается от соседней Южно-Ромашкинской площади.
2.2 Коллекторские свойства горных пород
Поскольку в настоящее время разработка площади осуществляется с учетом выделенных блоков, то обобщены результаты определения толщин, емкостно-фильтрационных свойств, насыщенности, а также оценка изменчивости этих параметров. В целом продуктивные отложения горизонта Д1 по блокам не отличаются, по рассмотренным параметрам, за исключением того, что средняя проницаемость коллекторов второго блока составляет 0,492 мкм2, а первого и третьего 0,387 и 0,379 мкм2 соответственно. Это, видимо объясняется различным объемом выработки по представительности групп пород.
Следует также отметить увеличение фильтрационных свойств коллекторов сверху вниз. Опять же это связано, видимо, с вышеуказанными причинами. Очевидно, что сравнение тех же параметров между группами коллекторов не имеет смысла. Целесообразнее их рассматривать в пределах групп коллекторов при сравнении пластов между собой.
Так средняя толщина пластов, представленных высокопродуктивными неглинистыми коллекторами изменяется от 2,6 по пласту " б1 " до 3,8м. по пласту " б3 ". При этом параметр изменчивости средних величин составляет 0,43 – 0,53. Средние значения пористости и нефтенасыщенности по пласту отличаются незначительно. Следует акцентировать внимание на существенном отличии пластов по фильтрационным свойствам. Из приведенных данных видно: проницаемость пласта " г1 " составляет 0,666 мкм2, а пласта " б3 " – 0,939 мкм2, при среднем значении проницаемости этой группы пород равной 0,76 мкм2.
Коллекторские свойства глинистых высокопродуктивных и малопродуктивных пластов более однородные, чем в вышеописанной группе. Абсолютные значения параметров пористости, нефтенасыщенности, а также толщин пластов в пределах групп отличаются в меньшей степени, чем между группами. Группы коллекторов, включая и ранее рассмотренную существенно отличаются по фильтрационным свойствам. В пределах высокопродуктивных коллекторов пласты с глинистостью менее 2% в 2 раза выше пластов с глинистостью более 2%. Проницаемость малопродуктивных коллекторов в 5 раз меньше глинистых.--PAGE_BREAK--
Таким образом, проведенное геологическое обоснование показало, что высокопродуктивные неглинистые коллекторы верхней пачки пластов в лучшей степени развиты на втором блоке. Категория глинистых высокопродуктивных превалирует на третьем блоке. Из числа пластов нижней пачки пласт " г2 " отличается наибольшей представительностью неглинистых высокопродуктивных коллекторов, которые, например, на первом блоке составляют 92% площади.
Доля глинистых высокопродуктивных коллекторов незначительная и максимальная величина (7%) прослеживается по пласту " в ". Малопродуктивные коллекторы в большей мере присутствуют в третьем блоке.
Продуктивные пласты в рамках выделенных групп мало чем отличаются по коллекторским свойствам, а также по толщине, что позволяет при анализе выработки запасов нефти по пласту поставить их в равные условия.
2.3 Физико-химические свойства горных пород
Изучение физико-химических свойств пластовых и дегазированных нефтей и попутных газов проводилось в институте «ТатНИПИнефть» и в лабораториях НГДУ «Лениногорскнефть». Пластовые нефти исследовались на установках УИПН-2М и АСМ-30; газ, выделенный из нефти при разгазировании, анализировался на аппаратах ХЛ-3, ХЛ-4, ЛХМ-8МД. Поверхностные нефти исследовались по существующим ГОСТам. Нефть продуктивного горизонта относится к группе малосернистых. Результаты исследований и компонентный состав газа при дифференциальном разгазировании приведены на следующей странице.
Свойства пластовой нефти
Давление насыщения газом, МПа 4,8-9,3
Газосодержание, % 52,2-66,2
Суммарный газовый фактор, 50,0
Плотность, кг / м3 768,0-818,0
Вязкость, мПа с 2,4-10,4
Объемный коэффициент при
дифференциальном разгазировании 1,128-1,196
Плотность дегазированной нефти, кг/ м3 795,0-879,0
Компонентный состав газа
Азот + редкие
В т.ч. гелий, % 10,36
Метан, % 39,64
Этан, % 22,28
Пропан, % 18,93
Изобутан, % 1,74
Н. Бутан, % 4,36
Изопентан, % 0,67
Н. Пентан, % 0,65
Гексан, % 0,46
Сероводород, % 0,02
Углекислый газ, % 0,89
Плотность газа, кг\м3 1,2398
Пластовые воды по своему химическому составу рассолы хлор – кальциевого типа с общей минерализацией 252 – 280 г / л, в среднем 270 г /л. в ионно – солевом составе преобладают хлориды (в среднем 168г / л ) и натрий ( 70,8 г / л ). Плотность воды в среднем 1,186 г\см3, вязкость 1,9 мПа×с. В естественных, не нарушенных закачкой воды условиях в подземных водах терригенного девона сероводород отсутствует. Газонасыщенность подземных вод 0,248 – 0,368 м3/ м3, снижается по мере удаления от нефтяных залежей. В составе растворенного в воде газа преобладает метан.
2.4 Режим залежи
Энергетическое состояние залежи – главный фактор, ограничивающий темпы ее разработки и полноту извлечения нефти и газа. Поэтому для характеристики преобладающей в процессе разработки формы пластовой энергии введено понятие режима работы залежи.
Эксплуатация Западно-Лениногорской площади производится в водонапорном и упруговодонапорном режиме.
В условиях водонапорного режима основной движущей силой служит напор краевых вод и подошвенных вод. Водонапорный режим проявляется тогда, когда законтурная водоносная область месторождения связана с земной поверхностью и постоянно пополняется дождевыми и талыми водами.
Место выхода пласта на поверхность или пополнение его водой называется областью или контуром питания. Область питания может находиться на расстоянии сотенкилометров от нефтенасыщенной части пласта. Постоянное пополнение водоносной части пласта через область питания обеспечивает постоянство приведенного пластового давления на контуре питания, при хорошей его гидродинамической связи с нефтенасыщенной частью это создаст наиболее благоприятные условия для разработки залежи. Отбор нефти в начальный период разработки залежи приводит к некоторому снижению пластового давления в нефтеносной части пласта.
Возникшая разница давлений на контуре питания и в зоне отбора вызывает движение воды, поступление которой в нефтеносную часть стабилизирует в ней давление. Оно устанавливается на таком уровне, когда приток воды полностью компенсирует отбор жидкости из залежи. Упругие изменения породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенные к единице объема, незначительны. Но если учесть, что объемы залежи и питающей ее водонапорной системы могут быть огромны, то упругая энергия пород жидкостей и газов может оказаться существенным фактором, обуславливающим движение нефти к забоям нефтяных скважин.
Чем больше площадь, на которую распространяется понижение давления, тем большие массы жидкости вовлекаются в упругое перемещение по направлению к скважинам. Зона депрессии, образовавшаяся вначале непосредственной близости к забоям скважин, постоянно распространяется на всю залежь и ее пределы, вызывая упругое расширение все новых масс жидкости — сначала нефти, потом воды, вытесняющей и замещающей нефть.
Основным признаком упруговодонапорного режима является значительное падение пластового давления в начальный период эксплуатации. В дальнейшем, при постоянном отборе жидкости темп падения замедляется. Это объясняется тем, что зона понижения давления со временем охватывает все большие площади пласта, и для обеспечения одного и того же притока жидкости, достаточно падения давления на меньшую величину, чем в начальный период.
2.5 Конструкция скважины
Конструкция скважин должна обеспечить:
-доведение скважины до проектной глубины;
-осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и эксплуатации скважины;
-предотвращение осложнении в процессе бурения и полное использование потенциальных возможностей техники и технологических процессов при эксплуатации;
-минимум затрат на строительство скважин, а также необходимых дополнительных объектов и сооружении в целом.
Рекомендуется следующая конструкция скважины: направление, кондуктор, и эксплуатационная колонна. В целях перекрытия верхних неустойчивых пород, для предотвращения размыва устья скважины, а также для разделения питьевых вод спускается направление, цементируется до устья качественным портландцементом тампонажным. Для предотвращения осложнений и аварий в скважине, при дальнейшем бурении под эксплуатационную колонну, спускается подвесной извлекаемый кондуктор. Непроницаемые разделы между водоносными пластами за кондуктором подлежат цементированию. На всех скважинах цемент за кондуктором должен быть поднят до устья. Для цементирования направления и кондуктора рекомендуется использовать портландцемент тампонажный ПЦТ-ДО-50, ПЦТ-ДО-100.
В санитарно-защитных зонах и зонах строго контроля питьевых источников в конструкцию скважины рекомендуется включить промежуточный кондуктор, который цементируется до устья.
Эксплуатационная колонна предназначена для перекрытия продуктивного горизонта и разобщения вышерасположенных пород разреза, а также для обеспечения транспортирования скважинных и закачиваемых жидкостей. Решение о глубине спуска эксплуатационной колонны принимать лишь после вскрытия продуктивных пластов и проведения геофизических работ в связи с возможным наличием обвалов или отсутствием продуктивных пластов.
С целью уменьшения негативных последствии тампонажного раствора и высокой репрессии выше открытого ствола над башмаком эксплуатационной колонны необходимо установить ПДМ( пакер двухступенчатого и манежного цементирования), либо другое устройство, позволяющее герметично разобщить открытый ствол от тампонажного раствора и репрессии, в период крепления скважины.
Эксплуатационную колонну рекомендуется цементировать до устья, При наличии гидродинамической связи между башкирским и серпуховским ярусами, в процессе строительства скважин с открытым забоем имеет место передачи репрессии, по этому высоту подъема цемента над кровлей продуктивных пластов необходимо ограничить до 150 м, что не противоречит правилам безопасности нефтяной промышленности.
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
3.1 Виды и причины обводнения скважин
В период работы залежи на водонапорном режиме отборы нефти могут удерживаться на одном уровне. Пластовое давление вначале немного снижается, а затем держится на одном уровне выше давления насыщения, поэтому газовые факторы низки и не изменяются во времени. Под действием постоянного напора краевых вод, происходит постепенные подъёмы водонефтяного контакта и обводнение добывающих скважин.
С момента ввода скважин в эксплуатацию вокруг забоя образуется зона пониженного давления. В этой зоне нефть, связанная вода и зёрна породы под действием упругих сил начинают расширятся, создавая дополнительное давление, способствующее движению нефти к забоям скважин. Продолжающийся отбор нефти расширяет зону пониженного давления, освобождая другие силы на значительных расстояниях от добывающих скважин. Постепенно зона снижения давления распространяется на водоносную часть пласта, вследствие чего происходит высвобождение упругих сил расширяющейся воды и зерён породы на огромной площади. Создаваемый ими напор способствует движению воды в направлении зоны отбора. В результате начинается внедрение воды в залежь и неравномерное перемещение водонефтяного контакта. В связи с резкой неоднородностью продуктивного пласта вода по наиболее проницаемым каналам прорывается к забоям скважин, способствуя их преждевременному обводнению. Вследствие этого возрастает процент обводнённости продукции.
При разработке нефтяных месторождений посторонняя вода может поступать в скважину в период её освоения, по окончании бурения, после непродолжительной или длительной эксплуатации.
Причины прорыва посторонних вод: недоброкачественное цементирование эксплуатационной колонны, вследствие чего не достигается полного разобщения нефтеносных горизонтов от водоносных;
Нарушение цементного кольца в заколонном пространстве или цементного стакана на забое скважины; обводнение через соседнюю скважину, эксплуатирующую тот же горизонт; дефект в эксплуатационной колонне, вследствие недоброкачественного металла (наличие в теле обсадных труб трещин, раковин);
Разрушение колонны в процессе освоения скважины, повреждение колонны при текущем и капитальных ремонтах.    продолжение
--PAGE_BREAK--
Определяющую роль при разработке залежей массивного типа имеет вертикальная трещиноватость.
/>
рис.1 Возможные пути движения пластовых вод при эксплуатации скважины.
I – продукция скважины;
II – вода;
III – нефть в изолированном пласте;
IV – вода в изолированном пласте;
А – переток воды между пластами;
B – прорыв верхних вод через дефект в эксплуатационной колонне;
C – прорыв верхних вод через дефект в цементном камне:
D – подошвенные воды;
E – нижние воды, поступающие через дефект в цементном стакане.
3.2 Обследование и исследование скважин
До проведения КРС в скважине проводят исследования и обследования.
Исследования проводят с целью установления интенсивности притока посторонних вод в скважину через фильтровую зону, т. е. из продуктивного пласта, в зависимости от забойного давления, с целью определения характера притока жидкостей или газов через нарушения в обсадной колонне, с целью определения технического состояния обсадной колонны, а также цемента за колонной.
Скважину исследуют также для:
Выявления и выделения интервалов негерметичности в обсадной колонне и цемента за колонной.
Для изучения гидродинамических и температурных условий ремонтируемого участка.
Для выявления положения муфт обсадной колонны, интервалов перфорации, положения искусственного забоя, для определения положения инструмента, спущенного для ремонтных операций.
Для определения качества промежуточных операций и ремонта в целом
Перед началом ремонта необходимо остановить скважину, замерить затрубное давление и давление на устье скважины. Затем открыть выкидную линию и из межколонного пространства уменьшить давление до атмосферного или до некоторого значения. Закрыть выкидную линию и определить время восстановления давления в этом пространстве от атмосферного до первоначального значения. После этого следует заглушить скважину и следить за изменением давления. Если в этот момент будет проявление между колоннами и в затрубном пространстве, то это укажет на наличие негерметичности в колонне.
Место положения каналов утечек пластовой жидкости и газов определяют геофизическими методами исследования (дебитомером, электротермометром).
Данные исследования используются также при выборе композиции тампонажных материалов, которые реагируют на температурные изменения в скважине и в пласте. От этих изменений зависит срок схватывания тампонажных материалов.
Обследование скважины
Обследование скважин проводят после установления герметичности колонной головки с целью определения глубины забоя, уровня жидкости, проверки состояния эксплуатационной колонны, ствола скважины, наличия в ней дефектов, аварийного оборудования и посторонних предметов.
Обследуют скважину печатями, которые могут опускать на трубах или на канате.
Печать состоит из корпуса, стакана и оболочки (свинцовой, гудронной или алюминиевой), которая наплавляется на стакан.
Печать опускают на бурильных трубах или на НКТ, с промером длины спускаемых труб.
Когда печать достигает верхнего конца аварийного инструмента, то весом труб печать создаёт нажим. На оболочке получается отпечаток, по которому судят о характере смятия колонны или оставленного в скважине постороннего предмета.
По количеству спущенных труб определяется глубина нахождения аварийного инструмента.
Скважину обследуют для того, чтобы:
а) установить место и характер смятия, слома или продольного разрыва эксплуатационной колонны;
б) определить местоположение и состояние труб, оборудования, различных приспособлений, а также посторонних предметов в стволе скважины;
в) выявить в скважине песчаные и цементные пробки, а также различные отложения на стенках эксплуатационной колонны;
г) проверить состояние фильтра скважины.
Обследование начинают с проверки состояния эксплуатационной колонны и ствола скважины при помощи шаблона. Он представляет собой металлический цилиндр, нижняя поверхность которого покрыта слоем свинца толщиной 15 мм. На боковой поверхности шаблона имеется желоб, заливаемый свинцом. Желоб предотвращает заклинивание шаблона при попадании на него мелких металлических предметов. Через шаблон проходит сквозное промывочное отверстие. Диаметр шаблона соответствует диаметру эксплуатационной колонны (табл. 1).
Таблица 1
Диаметр обсадной колонны, мм
Наружный диаметр шаблона, мм
Диаметр обсадной колонны, мм
Наружный диаметр шаблона, мм
127
95
219
190
146
115; 118
273
240
168
135; 140
325
290
194
160
377
340
Шаблон на бурильных или насосно-компрессорных трубах медленно спускают в скважину, обязательно наблюдая за нагрузкой по индикатору веса. Если шаблон останавливается на какой-либо глубине и под нагрузкой (2-3 деления по индикатору веса) вниз не проходит, его поднимают из скважины. В зависимости от состояния залитой свинцом поверхности шаблона составляют план дальнейшего обследования.
При спуске шаблона и всех других инструментов следует принимать меры к тому, чтобы в скважину не попали посторонние предметы (сухари от машинных ключей, плашки от цепных ключей и др.), которые могут вызвать заклинивание инструмента в эксплуатационной колонне.
Для определения местоположения в скважине постороннего предмета, формы его верхнего конца, а также характера слома пли смятия эксплуатационной колонны служат свинцовые печати. Они бывают плоские и конусные. Плоская печать с торца и с боковой поверхности покрыта слоем свинца толщиной 15-25 мм. Конусная печать имеет такой же слой свинца. Наличие большой массы свинца делает возможным получение глубоких отпечатков, по которым судят о форме поверхности, соприкасавшейся с печатью. Наружные диаметры печатей такие, как у шаблонов (см. табл. 1). По оси симметрии печати делается сквозное отверстие для промывки. При помощи плоской печати выясняют положение предмета в скважине. Конусная печать дает возможность получить отпечаток стенки эксплуатационной колонны в фильтровой части и на участке с нарушениями. Печати спускают на бурильных или насосно-компрессорных трубах. При обследовании верхних концов насосных штанг, находящихся в скважине с исправной эксплуатационной колонной, печать спускают на тартальном канате с грузовой штангой длиной 12-14 м. Это предотвращает слом верхних концов штанг. Печати спускают медленно, непрерывно наблюдая за показаниями индикатора веса. Перед посадкой печати скважину промывают, чтобы очистить поверхность, с которой будет соприкасаться печать. На обследуемое место печать ставят только один раз. Величина посадки печати зависит от глубины скважины, ее кривизны, а также от диаметра эксплуатационной колонны и колонны бурильных труб.
На промыслах объединения Азнефть с целью экономии свинца применяют печати типа АС и печати типа ПУ2-65/8/7конструкции Азинмаша. В печати типа АС свинец заменен более дешевым и менее дефицитным сплавом, состоящим из 98% алюминия и 2% сурьмы. С помощью печати ПУ2-65/8" оттиски получаются на поверхности алюминиевой оболочки, надетой на резиновый стакан.
Для обследования неглубоких скважин используют печати с деревянным или металлическим корпусом, заливаемые киром (асфальтом). Применяют также печати, корпус которых заливают мастикой из мыла и канифоли. Кировые и мастичные печати спускают в скважину на тартальном канате с грузовой штангой или на насосных штангах.
Обследование при помощи печатей во многих случаях не дает точного представления о состоянии ствола скважины, так как отпечатки можно расшифровать по-разному. Более совершенным способом обследования является фотографирование глубинным фотоаппаратом. В 1953 г. группой грозненских инженеров был сконструирован глубинный фотоаппарат, предназначенный для фотографирования предметов в стволе скважины. Аппарат состоит из корпуса, внутри которого находится источник света в виде расположенных по окружности шести электрических лампочек, фотообъектив, фотокамера, катушка для фотопленки размером 24X36 мм и лентопротяжный механизм. Корпус вставлен во внешний, герметичный, цилиндрический кожух. С нижнего конца кожух закрыт прозрачным органическим стеклом. Фотоаппарат спускают в скважину на трехжильном кабеле. Прибор выдерживает наружное давление не более 90 атмосфер.    продолжение
--PAGE_BREAK--
В институте ВНИИгеофизика сконструирован скважинный фотоаппарат ФАС-1, предназначенный для фотографирования стенок скважины и обследования ствола скважины перед капитальным ремонтом.
Основными узлами скважинного фотоаппарата являются осветитель, фотообъектив, лентопротяжный механизм и электрическая схема. Эти узлы помещены в герметичный стальной цилиндрический кожух с наружным диаметром 102 мм. В нижней части кожуха имеется иллюминатор — круглое отверстие диаметром 70 мм, через которое ведется фотографирование. В иллюминаторе установлено и закреплено стальной муфтой закаленное стекло марки К-8 толщиной 13 мм. Герметизация стекла обеспечивается двумя резиновыми кольцами. Максимальное допустимое давление на кожух скважинного прибора составляет 250 кГ/см2, максимальная допустимая температура окружающей среды + 60° С. Осветитель аппарата состоит из двух импульсных ламп типа ИС-20, каждая из которых расположена в отдельном кожухе. В аппарате применен короткофокусный объектив «Юпитер-12» с главным фокусным расстоянием 35 мм и светосилой 1:2,8. Наводка объектива на резкость постоянная. Диафрагма объектива обычно устанавливается на 22. Фотографирование ведется на стандартную фотопленку шириной 35 мм с чувствительностью 90 единиц ГОСТа. Емкость кассеты составляет 3,5 м пленки, что позволяет за один спуско-подъем получить 280 кадров. Количество экспонированных кадров отсчитывается счетчиком типа МЭС-54. Лентопротяжный механизм аппарата аналогичен лентопротяжному механизму фотоинклинометра ИФ-4. Электрическая схема аппарата состоит из цепи электродвигателя, цепи осветителя и цепи реле. Питание аппаратуры осуществляется переменным током частотой 50 Гц, напряжением 220 или 380 в. Фотоаппарат ФАС-1 спускают в скважину на одножильном бронированном кабеле.
Глубинный фотоаппарат позволяет определить положение и очертания в скважине предметов сложной формы. Однако фотографирование возможно только в скважинах, не заполненных жидкостью или заполненных прозрачной водой.
В США сконструированы глубинные приборы, позволяющие производить фотографирование в скважинах, заполненных непрозрачной жидкостью (мутной водой, глинистым раствором, нефтью). Один из них (глубинный фотоаппарат) спускают в скважину на трубах. Перед глубинными съемками заменяют непрозрачную жидкость в зоне фотографирования на прозрачный раствор, который подают с поверхности по трубам. Фотоаппарат может быть снабжен компасом для ориентирования фотоснимков. Компас устанавливают так, чтобы вместе с основным объектом на снимок попал и циферблат компаса. Другой прибор для фотографирования в скважине спускают на каротажном кабеле. Он состоит из узла пакера и фотоаппарата, насоса для надувания пакера, блока питания постоянного тока, управляющего устройства и емкости для прозрачной жидкости. Перед глубинными съемками фотографируемую часть скважины изолируют с помощью гидравлического пакера, который наполняется жидкостью, нагнетаемой насосом. Изолированное пространство скважины заполняют прозрачной жидкостью из емкости прибора и производят фотографирование, включая вспышку перед объективом. Фотоаппарат прибора снабжен беззатворным стереоскопическим широкоугольным объективом с углом охвата 18°, позволяющим получать два изображения диаметром 17,5 мм. В кассете аппарата помещается 7,6 м пленки, на которой размещается 100 стереоскопических снимков. Наружный диаметр прибора 101,5 мм, длина — 9,5 м, объем прозрачной жидкости в емкости — 23,5 л, вес прибора—185,6 кг. Прибор выдерживает наружное давление до 700 атм. при температуре до 79° С.
Для визуального обследования забоя и стенок обсадной колонны в сухих скважинах можно использовать фототелевизионную скважинную установку ФТСУ, сконструированную Ленинградским электротехническим институтом связи им. М. А. Бонч-Бруевича. Установка состоит из скважинного прибора и приемного устройства, соединенных кабелем-тросом КГТ-4 длиной до 3000 м. Скважинный прибор представляет собой передающую телевизионную камеру на трубке ЛИ-23, совмещенную с фотоаппаратом и осветителем. Цилиндрический корпус скважинного прибора имеет длину 1690 мм, наружный диаметр – 60 мм, вес – 16 кг. Приемное устройство имеет трубку 18ЛК5Б (размер экрана 100X100 см) и совмещено с элементами управления и питания скважинного прибора. Четкость телевизионного изображения ФТСУ-300 строк, число телевизионных кадров – 50 кадров в секунду.
3.3 Подготовительно-заключительные работы
Подготовительные работы перед цементированием скважины
Подготовительные работы перед цементированием проводят с целью определения источника обводнения, путей поступления воды в скважину и получения данных для выбора способа цементирования.
После появления воды в скважине ее останавливают на время Т, которое должно быть не меньше времени То, по истечении которого в пласте наступает установившееся состояние.
Через Т ч после остановки в скважине определяют пластовое давление и отбирают пробу воды на уровне интервала перфорации обсадной колонны для химического анализа и определения содержания взвешенных частиц (ВЧ).
Анализ воды выполняют согласно руководству по гидрохимическому опробованию подземных вод. При анализе определяют следующие свойства воды: удельный вес при 20°С, сухой остаток в г/л, содержание ионов С1 SO4" НСО3, СО" Са", Mg" Na+ К в мг/экв на 100 см3воды, содержание J, Br, B2O3, NH4, SiO2, Ре2Оз + А12О3в мг/л, общая минерализация в мг/экв на 100 см3.
Затем возобновляют отбор жидкости (воды или воды с нефтью) из скважины. После отбора жидкости в объеме, равном объему обсаженной скважины, отбирают пробу воды для химического анализа и определения содержания ВЧ. Отбор жидкости из пласта прекращают после того, как три последовательно взятые пробы воды будут иметь одинаковый химический состав и одинаковое количество ВЧ. Постоянство состава воды будет показывать, что скважина обводнилась посторонней пластовой водой.
Физико-химические свойства воды, отбираемой из скважины, сопоставляют с анализами вод, приведенными в нормальном типовом гидрохимическом разрезе нефтяного месторождения. В результате этого устанавливают источник обводнения скважины. Для уточнения источника поступления воды и выбора способа цементирования исследуют скважину на приток посторонней воды. С этой целью отбирают нефть и воду на трех установившихся режимах. Длительность отбора воды на каждом режиме Т должна быть не меньше времени То. Для каждого из трех режимов определяют забойное давление и соответствующий им отбор воды. Составляют три уравнения типа
Рпл-Рзаб=Аq+Bq2
где Рпл — пластовое давление, атм.; Р3аб забойное давление, атм. q— величина отбора посторонней воды, м3/сут, А — постоянная величина, атм.•сутки/м3; В — постоянная величина, ат• сутки2/м6.
Решают систему уравнений и получают величину Рпл, А и В, которые используют для определения интенсивности дренирования пласта перед цементированием и режима продавки цементного раствора. При обводнении скважины посторонней водой В>0. При В≤О источник обводнения скважины не выясняется.
В зависимости от условий притока посторонней воды в скважину, очищают каналы заколонной циркуляции путем интенсивного дренирования пласта или промывки водой с использованием пакера. Режим промывки должен быть таким, чтобы соблюдалось условие раQ≥42,1Dhатм. ∙ л\сек, где ра — давление на устье скважины при промывке, атм. (это давление не должно быть больше 50 атм. на 1 м высоты цементного кольца); Q— производительность насоса при промывке, л/сек.
На промыслах Татарии для промывки каналов заколонной циркуляции иногда применяют 10%-ный раствор ингибированной соляной кислоты и воду. При этом степень очистки каналов увеличивается, но требуется тщательное удаление продуктов реакции кислоты с породой. После очистки каналов заколонной циркуляции скважину заполняют пластовой водой с добавкой поверхностно-активного вещества. Поднимают лифтовые трубы и обследуют ствол скважины печатью. При необходимости очищают эксплуатационную колонну в интервале перфорации. Состояние цементного кольца скважины до вскрытия продуктивного пласта определяют методом рассеянного гамма-излучения с помощью цементомера Волго-Уральского филиала ВНИИгеофизики и при помощи акустического (звукового) метода. Состояние цементного кольца между интервалами перфорации колонны устанавливают опрессовкой с использованием пакера и резистивиметра.
Каналы заколонной циркуляции выявляют методами: радиоактивных изотопов, термическим, нейтронными и наведенной активности натрия. Метод радиоактивных изотопов может выполняться по трем технологическим схемам. По первой схеме после закачки изотопов определяют их положение по кривой интенсивности гамма-излучения. По второй схеме после закачки изотопов наблюдают за их движением в канале заколонной циркуляции по интенсивности гамма-излучения во времени. По третьей схеме используют глубинный прибор радиометрии, имеющий аппаратуру для регистрации интенсивности гамма-излучения и стреляющее устройство для ввода изотопов в ствол скважины.
3.4 Применяемые материалы для изоляции    продолжение
--PAGE_BREAK--
Характеристика растворов и материалов, применяемых при водоизоляционных работах.
В настоящее время при ремонтно-водоизоляционных работах в нефтяных и газовых скважинах используются следующие тампонажные материалы:
1. Смеси на базе минеральных вяжущих веществ (тампонажный цемент, шлак, гипс и их модификации);
Тампонирующие смеси на базе органических вяжущих материалов, полимерные тампонажные материалы (ПТМ);
3. Тампонажные растворы, приготовленные на базе минеральных вяжущих тампонажных материалов с различными облагораживающими добавками (СПВС-ТР, ТЭГ, ТС-10 и др.).
4. Многокомпонентные тампонажные смеси, приготовленные с помощью дезинтегратора (МТСД);
Сжимающиеся тампонажные материалы (СТМ).
В скважинах с низкой приемистостью эффективно применение ПТМ и ЦПР. Использование цементных растворов оказывается более эффективным при ликвидации прорыва верхних и нижних пластовых вод в условиях высокой приемистости и ликвидации прорыва пластовых вод в случае недифференцированного анализа результатов работ.
Применение ЦПР более эффективно (по сравнению с ПТМ) при ликвидации прорыва верхних пластовых вод в условиях высокой приемистости.
Среди ПТМ при ремонтно-изоляционных работах нашли применение материалы на основе фенолформальдегидных смол, вязкоупругие составы (ВУС), селективные тампонажные материалы – гидрофобный тампонажный материал (ГТМ), и др.
Недостатками растворов на основе смол является их дороговизна, а на основе силанов – токсичность, взрыво- и пожароопасность. ВУС – это вязкоупругий состав из смеси 2 %-ного водного раствора гексорезорциновой смолы (ГРС), 1 %-ного водного раствора полиакриламида (ПАА и формалина 38-40%-ной концентрации) в соотношении объемов 1,0+0,1+0,02. Применим до температуры +90°С.
Наибольшее предпочтение при производстве водоизоляционных работ необходимо отдавать материалам и методам селективного действия. К селективным относятся методы, обеспечивающие избирательное снижение проницаемости лишь водонасыщенной части пласта при закачке изолирующих реагентов по всей его толщине. Селективность изоляционных работ основывается на свойствах изолирующего материала.
Селективностью метода является его способность избирательно снижать продуктивность обводненных интервалов в большей степени, чем нефтенасыщенных. Чем больше степень снижения продуктивности притока пластовых вод, тем выше селективность метода.
Разрабатывались также селективные методы, основанные на использовании в качестве изоляционных реагентов пересыщенных растворов твердых углеводородов (парафин, церезин, озокерит) в керосине, парафиновых отложений в нефти, латекса, натриевых солей нафтеновых кислот.
Наиболее изученными и освоенными отечественной промышленностью методами селективной изоляции и ограничения притока пластовых вод в нефтяные скважины являются методы, основанные на использовании водорастворимых полимеров акрилового ряда.
В качестве водоизолирующего материала из акриловых водорастворимых полимеров используются в основном полиакрилонитрил (гипан) и полиакриламид (ПАА). Они растворяются в нефти и находятся в твердом состоянии при контакте с пластовой водой.
Из методов основанных на использовании неорганических водоизолирующих реагентов, находят применение неорганические соли, которые вследствие ионного обмена с солями пластовой воды или предварительно закачанной в пласт жидкостью, либо гидролиза пластовой водой образуют нерастворимые в воде осадки или гели. В последние годы разработаны водоизолирующие материалы на основе силикатов щелочных металлов, в частности жидкого.
Состав и свойства образующихся продуктов гидролиза в значительной степени зависят от условий реакции: кислотности среды, температуры, присутствия растворителя, его полярности и т.д. Кислотность среды повышает скорость гидролиза. В кислой среде в результате конденсации дифункциональных продуктов в значительном количестве образуются циклические полимеры типа [R2SiO]n, где n=3-9. При гидролизе в присутствии инертных растворителей (бензол, толуол и др.) образуются неплавкие и нерастворимые соединения в виде аморфных осадков. В случае активных органических растворителей (спиртов, эфиров и др.), растворяющих мономерные и полимерные продукты, реакция конденсации приводит к образованию большого количества линейных высокомолекулярных полимеров.
Силаны представляют собой прозрачные бесцветные жидкости (в чистом виде), легко подвижные, дымящиеся на воздухе с резким специфическим запахом, который обусловлен выделением хлористого водорода при контакте с влагой атмосферы. Силаны хорошо растворимы в органических растворителях. Физико-химические свойства силанов приведены в таблице 1.
Таблица 1.
/>
В нефтепромысловой практике применяются Фенилтрихлорсилан, фенилтрихлорсилансырец, метальные кубовые остатки, азеотропная смесь кремнийорганического производства. Все эти вещества представляют собой мономеры. При гидролизе указанных продуктов происходит их сшивка за счет кислорода воды и образования олигополимеров.
Фенилтрихлорсилан (ФТХС) – легкогидролизующийся кремнийорганический продукт.
Кубовые остатки (неосветленные) (КО) – остаток ректификационного кремнийорганического процесса – негостируемый продукт. Различают метальные (МКО), этильные (ЭКО), фенильные (ФКО) кубовые остатки. Токсичность их ликвидируется уксусной кислотой.
Этоксипроизводные кубовых остатков (олигоэтоксиоргано (хлор) силоксаны) получают воздействием на кубовые остатки водным раствором этилового спирта. Их физико-химические свойства приведены в таблице 2.
Таблица 2.
/>
До последнего времени основным материалом, применяемым при проведении водоизоляционных работ, остается цементный раствор.
Низкая успешность операций по ограничению водопритоков и обусловливает поиск более эффективных изоляционных материалов и способов. При этом главное внимание акцентируется на принципе изоляции и изоляционных материалах, составляющих основу методов изоляции.
Материалы, применяемые при цементировании
Для цементирования используют различные сорта тампонажного портланд-цемента, качество которых соответствует ГОСТ 1581—63 или определяется временными техническими условиями на специальные цементы.
При цементировании скважин, обладающих средней поглотительной способностью, с температурой забоя меньше 40°С применяют тампонажный цемент для «холодных» скважин. При цементировании скважин с температурой забоя 40-78°С, а также обладающих средней или низкой поглотительной способностью, применяют тампонажный цемент для «горячих» скважин.
Если температура забоя скважин со средней или с низкой поглотительной способностью составляет 78-120°С, применяют цемент для сверхглубоких скважин (СГБ). Он получается в результате помола цементного клинкера с добавкой гипса.
Для цементирования в скважинах, где применяют промывочные жидкости повышенного удельного веса (до 2), используют утяжеленный тампонажный цемент (УТ). Он представляет собой продукт совместного помола тампонажного цемента (40%), гематита (60%) и гипса (до 5%). Удельный вес утяжеленного цементного раствора должен быть не менее 2,25.
При цементировании в скважинах с температурой забоя 120-160°С применяют цементный раствор с добавкой замедлителей схватывания. В качестве замедлителей применяют сульфит-спиртовую барду (ССБ), водный раствор карбоксилметилцеллюлозы (КМЦ), лесохимические полифенолы (ПФЛХ), трилон Б (натриевую соль диаминотетрауксусной кислоты), виннокаменную кислоту (ВК) и ее производные, комбинированный реагент, состоящий из виннокаменной, и борной кислот (ВКБК).
Для цементирования в поглощающих скважинах применяют гельцемент, волокнистый цемент, специальные цементы с малыми сроками схватывания (смесь глиноземистого и тампонажного цементов в отношении 1:3 по весу, гипсглиноземистый цемент, гипсоцементную смесь) и быстросхватывающиеся цементные смеси.
Гельцемент представляет собой смесь тампонажного цемента с порошкообразной высококачественной глиной в соотношении 9:1. Растекаемость гель-цемента равна 10 см, угол естественного откоса 40-55°. Усадка гель-цементного раствора при затвердевании примерно в 10 раз меньше, чем усадка обычного цемента. Камень, образованный из гельцемента, имеет малую водопроницаемость и значительную солестойкость.
Быстросхватывающиеся смеси приготовляют путем смешивания тампонажного цемента с ускорителями схватывания. В качестве ускорителей применяют хлористый кальций, кальцинированную соду, сернокислый глинозем, жидкое стекло, хлористый алюминий, которые вводят в количестве 0,5-6% от веса цемента.
Цементный раствор, применяемый при ремонтно-изоляционных работах, должен обладать хорошей подвижностью и очень малой усадкой при твердении, хорошо проникать в каверны и трещины произвольной формы и плотно заполнять их; при контакте с пористой средой мало обезвоживаться и не терять свою подвижность; обладать малой водоотдачей (по методике АНИ примерно 50 см3за 30 мин при перепаде давления 70 атм.), обеспечивающей образование прочной цементной корки на поверхности пористой среды.
Состав цементного раствора с малой водоотдачей следующий:
1) тампонажного цемента – 1 т, воды – 550 л, бентонитовой глины – 110 кг, сульфитспиртовой барды (ССБ) – 2,5 кг (гель-цемент УфНИИ);
2) тампонажного цемента – 1 т, воды – 500 л, карбоксиметилгидроэтилцеллюлозы (КМГЭЦ) – 4,5 кг
3) тампонажного цемента – 1 т, гидрофильной водонефтяной эмульсии – 1 т. Водонефтяную эмульсию приготовляют путем интенсивного смешивания (при совместной прокачке через 10-мм штуцер) 555 л нефти и 560 л водного раствора поверхностно-активного вещества, содержащего 2,8 кг ОП-10 и ОП-7 (УфНИИ);
4) тампонажного тонкодисперсного цемента 1 т, воды 670 л, глинопорошка 115 кг, поверхностно-активного вещества 14 кг (ОП-7). Тонкодисперсный цемент получается путем домола стандартного тампонажного цемента на вибромельнице СМ-515, а также образуется на цементных заводах при помоле портланд-цемента в виде цементной пыли, улавливаемой рукавными фильтрами. Через сито с количеством отверстий 16000 на см2проходит 97-98% тонкодисперсного цемента (УфНИИ).    продолжение
--PAGE_BREAK--
На промыслах Куйбышевской области для цементирования под давлением применяют расширяющийся цемент. Он представляет собой смесь 85-75% тампонажного и 15-25% гипсоглиноземистого цементов. Из этого цемента образуется камень в состоянии объемного сжатия, который создает плотный контакт с породой.
Однако регулирование величины объемного сжатия в нужных пределах затруднительно.
Для изоляционных работ в скважинах могут применяться полимерцементные растворы. Их основными преимуществами являются малая водоотдача, хорошая подвижность, способность образовывать цементный камень, обладающий повышенной сопротивляемостью растяжению и динамическим нагрузкам, хорошим сцеплением с металлом и породой, низкой водопроницаемостью и хорошей коррозийной стойкостью.
Полимерцементный раствор состоит из:
1) тампонажного цемента – 1 т, воды – 385 л, латекса 68 кг, некаля БХ (натриевой соли дибутилнафталинсульфокислоты) 4,5 кг (латекс-цемент АзНИИ НД);
2) тампонажного цемента 1 т, воды 440 л, фурилового спирта 10 кг, солянокислого анилина 1,2 кг (МИНХ и ГП);
3) тампонажного цемента 1 г, воды 265 л, смолы ФР-12 150 л, формалина 85 л (ТатНИИ).
При цементировании с возможным последующим удалением цемента (например, при цементировании дополнительной колонны – летучки) можно применять карбонатный цементный раствор, полученный путем затворения 1 т тампонажного цемента, 560 кг мраморного порошка и 30 кг поваренной соли, растворенной в 560 л воды. Мраморный порошок должен проходить через сито с отверстиями 0,25 мм2в количестве не менее 80%. Этот раствор образует цементный камень, легко растворимый в соляной кислоте.
Выбор жидкостей для глушения скважин при проведении РИР
Жидкость для глушения, скважин (ЖГС) должна удовлетворять определенным требованиям, основным из которых является плотность. Именно по ее величине выбирают жидкости для глушения каждой конкретной скважины.
Технологическая схема глушения нефтяных скважин определяется способом их эксплуатации. Так, в фонтанных скважинах ЖГС, как правило, закачивают по НКТ. В скважинах, оборудованных УЭЦН и ШГН, при наличии устройств для слива жидкости ЖГС также закачивается по НКТ, при отсутствии их — через затрубное пространство.
Величина необходимой плотности ЖГС может быть рассчитана в зависимости от принятой технологической схемы глушения.
Для нефтяных и нагнетательных скважин с закачкой ЖГС по НКТ используются следующие соотношения:
а) с подливом ЖГС в процессе подъема глубинного оборудования
б) без подлива.
Как правило, продуктивные пласты в нефтяных скважинах обладают исключительно низкой приемистостью, что ограничивает использование технологической схемы глушения с задавкой скважинной жидкости в пласт лишь единичными скважинами.
Ограниченное использование может иметь и технологическая схема глушения с вытеснением скважинной жидкости применяемой ЖГС за счет различия их плотностей, так как большинство скважин к настоящему времени обводнено и в процессе замещения одной жидкости другой происходит их перемешивание со снижением плотности ЖГС, поэтому для глушения необходима многократная закачка ЖГС, определяющая большой ее расход,
В настоящее время в качестве ЖГС используют пластовую воду, водные растворы СаСl2плотностью соответственно до 1190 и 1380 кг/м3(практически до 1350 кг/м3) и утяжеленные глинистые растворы.
Как показывает опыт проведения ремонтных работ с глушением скважин, утяжеленные глинистые растворы в большинстве случаев не удовлетворяют основным требованиям к ЖГС,
Установлено, что требованиям к ЖГС в наибольшей степени удовлетворяют гомогенные жидкости, не содержащие взвешенных частиц. При этом основными свойствами жидкостей, определяющими возможность их использования для глушения, являются плотность и влияние на проницаемость призабойной зоны. Кроме того, жидкости для глушения скважин не должны вызывать коррозию оборудования, оказывать вредного влияния на процесс подготовки нефти (загрязнение добываемой нефти механическими примесями, повышение устойчивости эмульсии, образование нефтесодержащих твердых отходов и т.д.). Процессы приготовления и применения ЖГС должны быть технологичными и предотвращающими загрязнение окружающей среды, безопасными в обращении, не дефицитными и недорогими.
Актуальность задачи глушения скважины обусловила постановку и проведение широких исследований по изысканию жидкостей, удовлетворяющих перечисленным требованиям.
Исходя из основных требований к ЖГС — отсутствие взвешенных частиц и высокая плотность, сама возможность проведения ремонтных работ с глушением скважин ограничивается перечнем химических соединений с большой молекулярной массой, находящихся в жидком состоянии или обладающих высокой растворимостью в жидкостях. Перечень таких соединений невелик и идея использования подавляющего большинства из них в качестве ЖГС уже давно известна.
Бесперспективными с точки зрения применения в качестве ЖГС являются все органические жидкости (дибутилэтан, дихлорэтан, четыреххлористый углерод, бромоформ и другие галоидопроизводные углеводороды), хотя идея использования некоторых из них в качестве ЖГС запатентована. Все они отличаются высокой токсичностью и пожароопасностью, многие из них чрезвычайно дороги и дефицитны.
Наиболее удобными для применения в качестве ЖГС являются жидкости на водной основе. При этом задача глушения скважин жидкостями плотностью до 1190 кг/м3почти повсеместно успешно решается при использовании пластовой высокоминерализованной воды.
Выбор жидкостей плотностью выше 1190 кг/м3, удовлетворяющих требованиям к ЖГС, более чем ограничен как по ассортименту, так и по величине плотности — около 2000 кг/м3.
Практически же выбор на сегодня ограничивается реальной возможностью — использованием водных растворов СаС12плотностью до 1380 кг/м3. По своим свойствам растворы СаС2близки к пластовым минерализованным водам многих нефтяных месторождений, содержащим его в большом количестве.
В настоящее время растворы СаС12широко используют при проведении ремонтных работ с глушением скважин практически во всех нефтедобывающих районах страны.
Для приготовления ЖГС применяют СаС2выпускаемый в твердом виде, а также в жидком — водные растворы плотностью 1382-1383 кг/мЗ(при 20°С). Жидкий СаС12поставляется в цистернах, твердый — в оцинкованных металлических барабанах (глыба, мелкокристаллический продукт) или в полиэтиленовых и бумажных пятислойных мешках с двумя внутренними битуминизированными слоями.
Водные растворы из твердого CaCl2готовят гидравлическим перемешиванием с применением гидромониторного устройства и центробежных насосов. Более удобным для этих целей является порошкообразный СаС12, наиболее неудобным – глыба. Применение жидкого СаС12при отсутствии специальных баз сопряжено с трудностями хранения его.
Насыщенный при 20°С раствор СаСl2имеет плотность 1382-1383 кг/мЗ. В промысловых условиях плотности растворов, приготовленных из твердого СаСl2на пресной и минерализованной водах, составляют соответственно 1350 и 1260-1270 кг/мЗ. Дальнейшее увеличение содержания СаСl2в растворе приводит к образованию пересыщенных растворов, применение которых при глушении может привести к снижению проницаемости продуктивного пласта. Для восстановления продуктивности пласта ведут дополнительные длительные промывки.
На практике до 50-70% объема растворов СаСl2используют повторно. При этом в процессе первичного использования происходит разбавление раствора СаС12, вследствие чего повторно растворы СаС12применяются в скважинах с меньшим пластовым давлением.
Вместе с тем, как было показано, имеется значительное число скважин, требующих для своего глушения ЖГС намного большей плотности. Во многих из них при проведении ремонтных работ почти повсеместно используют утяжеленные глинистые растворы плотностью до 1700 кг/мЗи выше.
Наличие в растворах твердой фазы и их нестабильность значительно усложняют как проведение самой операции глушения, так и ремонтных работ в целом, а также процесс подготовки нефти.
Нестабильность глинистых растворов обусловливает необходимость неоднократного задавливания скважины в процессе проведения ремонтных работ в ней. При этом помимо роста самих затрат на глинистый раствор значительно увеличиваются сроки проведения ремонтных работ, потребность в оборудовании (автоцистерны, насосные агрегаты) и т.д.
Выделение твердой фазы из глинистых растворов приводит к ее оседанию в виде плотного осадка или корки на забое скважины, стенках труб и скважинного оборудования. Последнее приводит к необходимости проведения специальных и трудоемких работ по удалению осадка и очистке оборудования от плотной корки. Резко снижается эффективность РИР в скважине, часты случаи выхода из строя УЭЦН.
Проникновение твердых частиц глинистых растворов (глина, утяжелители) приводит к резкому снижению проницаемости призабойной зоны пласта. Производительность скважин после их глушения глинистыми растворами снижается в 2-3 раза и более.
Кроме того, при использовании в качестве ЖГС утяжеленных глинистых растворов происходит загрязнение прискважинной территории в результате перелива жидкости из скважины при разложении раствора, образование большого количества нефтесодержащих отходов на установках подготовки нефти и т.д.    продолжение
--PAGE_BREAK--
В некоторых скважинах ремонтные работы вынужденно проводят с частичным переливом жидкости в обваловки или с закачкой её в коллектор. Иногда в скважинах из-за высокого пластового давления ремонтные работы, несмотря на необходимость, не проводят в течение продолжительного времени и не могут быть проведены с глушением вообще.
Как уже было сказано, ремонтные работ, и в частности РИР, являются одним из основных средств реализации проектов разработки нефтяных месторождений. Исходя из этого, возможность и условия проведения РИР должны быть, обоснованы еще при установлении основных показателей разработки, т.е. в процессе составления проекта разработки нефтяного месторождения.
Одной из возможностей проведения ремонтных работ в скважинах с повышенным пластовым давлением является снижение его ограничением (или прекращением) закачки воды в нагнетательные скважины. Способ этот — универсальный. Вместе с тем использование его зачастую сдерживается неизбежными потерями в закачке воды и добыче нефти и отсутствием на сегодня методики определения их величин и учета при планировании объемов добычи нефти и закачки воды.
Изоляция пластовых вод цементными растворами
Цементные растворы на водной или углеводородной основе в настоящее время широко распространены как тампонирующие материалы при проведении водоизоляционных работ на месторождениях Татарии. В течение последних пяти лет использование цементных растворов несколько сократилось за счет применения полимерных и других нецементных тампонирующих материалов. Однако доля цементных растворов в общем количестве изоляционных материалов очень высока – около 75%.
При выборе скважин для анализа проведения изоляционных работ исключались скважины:
— эксплуатирующие угленосные горизонты и обводненные водой этих горизонтов;
— где плотность воды была ниже 1,18 г/см3,
После отбрасывания скважин указанных категории, для анализа были взяты материалы изоляционных работ по ЖЛ скважинам.
Цементные растворы, как на водной, так и на углеводородной основе общеизвестны. Отметим лишь, что цементные растворы на водной основе приготавливают смешением обычного тампонажного цемента с пресной технической водой. Водоцементный фактор растворов колеблется в пределах 0,45—0,5.
Растворы на углеводородной основе на промыслах Татарии приготавливают, смешивая дизельное топливо с обычным тампонажным цементом. В качестве ПАВ применяют дисолван, добавляя его до 2% объема к смеси.
Цементные растворы закачивают в пласт по насоснокомпрессорным трубам, при этом цементный раствор на водной основе закачивают последовательно за пластовой водой и продавливают ею же, а при закачке цементного раствора на углеводородной основе применяют жидкости-разделители до и после цементного раствора. Объем разделительной жидкости берут в пределах 0,5—1,0 м3, что предотвращает преждевременное затвердение цементного.
При задавливании цементных растворов в пласт использовались давления, значительно превышающие допустимое давление на эксплуатационную колонну. Поэтому в большинстве случаев закачки цементного раствора проводили по заливочным трубам, оборудованным пакером, предохраняющим эксплуатационную колонну от действия избыточного давления. В связи с этим около 70% изоляционных работ проводят с использованием пакеров высокого давления.
Тщательное изучение материалов водоизоляционных работ показывает, что наряду с различными способами задавливания цементных растворов в пласт существуют два отличных друг от друга способа изоляции путей водопритоков.
По первому способу закрытие путей водопритоков достигается перекрытием цементным мостом фильтра скважины, эксплуатирующей нижний пласт, частично обводненный. Метод, применяется для изоляции как нижней, так и подошвенной воды – неселективная изоляция вод.
По второму способу изоляция вод достигается за счет перекрытия обводненной части пласта цементным мостом, закрытия путей водопритоков, вследствие кольматации их частицами цементного раствора или под действием других сил при выполнении операции по задавливанию цементного раствора. Данный способ применяется при изоляции нижней и подошвенной воды. Работы по изоляции выполняются как с применением пакера, так и без него и складываются из следующих операций.
При изоляции подошвенной воды:
— перекрывается фильтр предполагаемой обводненной части пласта цементным мостом, а нефтеносная часть пласта вскрывается снова;
цементный мост разбуривается до нижних перфорационных отверстий старого фильтра, и дополнительно вскрывается кровля нефтеносной части пласта;
цементный мост после изоляционных работ устанавливается ниже старого фильтра и дополнительно вскрывается нефтеносная часть пласта.
При изоляции нижних вод:
— цементный мост устанавливается на уровне нижних перфорационных отверстий нижнего нефтеносного пласта и последний вскрывается снова;
— цементный мост устанавливается глубже нижних перфорационных отверстий нижнего нефтеносного пласта, а нефтеносный пласт вскрывается снова.
Данный случай в отличие от первого будем называть селективной изоляцией вод.
/>
Рис. 1 Закрытие путей водопритоков с использованием цементного раствора: а— в скважине, обводненной нижней водой; Б — в скважине, обводненной подошвенной водой; а — перекрытие обводненного пласта цементным мостом; б — наращивание искусственного забоя; в — перекрытие цементным мостом обводненной части пласта; г — создание цементной оторочки в зоне ВНК или заполнение затрубного пространства цементнымраствором.
Неселективный и селективный методы изоляции нижних и подошвенных вод схематически показаны на рис 1.
При селективной изоляции подошвенной воды успешность работ выше, чем при изоляции нижней воды, с использованием цементного раствора как на водной, так и на углеводородной основе. При неселективной изоляции успешность работ в случае изоляции нижней воды с использованием цементного раствора на водной основе выше, чем на углеводородной.
Следует отметить, что после проведения изоляционных работ достигается снижение обводненности на некоторую величину, т. е. происходит частичная изоляция вод.
При неселективной изоляции нижних вод с использованием цементного раствора на водной основе дебит нефти более чем в 3 раза выше дебита до изоляционных работ и при изоляции подошвенной воды — примерно в 2 раза. В случае использования цементного раствора на углеводородной основе прирост дебита нефти при изоляции подошвенной воды выше, чем при изоляции нижней воды, и отмечается значительное снижение обводненности с использованием цементного раствора на водной основе (по 30 скважинам более чем в 2 раза).
Значительное снижение обводненности отмечается при изоляции нижней воды с использованием цементных растворов на водной и углеводородной основе.
Периодом восстановления обводненности называется тот промежуток времени после проведения изоляционных работ, в течение которого содержание воды в продукции при эксплуатации скважины становится равным зафиксированному перед изоляционными работами.
Сравнительно короткий период восстановления обводненности при использовании цементных растворов на углеводородной основе, очевидно, связан с явлением медленного отверждения этого раствора. Вследствие этого при создании определенной депрессии на забой происходит прорыв воды, что приводит к резкому восстановлению обводненности до величины, которая отмечалась перед изоляционными работами.
Водоизолирующий состав на основе жидкого стекла
В последние годы создано несколько водоизолирующих составов на основе силикатов щелочных металлов, в частности жидкого стекла (R2O• nSiO2), где Rозначает калий или натрий.
Особенностью силикатов щелочных металлов является способность их взаимодействовать с ионами поливалентных металлов и другими коагулирующими агентами и образовывать гелеобразные системы или твердый тампонирующий материал. Составы на основе жидкого стекла можно применять в коллекторах любой, в том числе и низкой проницаемости, поскольку последние закачиваются в пласт в виде маловязких растворов, а образование тампонирующего материала происходит непосредственно в пласте. Нами для высокотемпературных скважин разработано два состава на основе жидкого стекла.
В условиях высоких температур для проведения водоизоляционных работ целесообразно использовать жидкое стекло как наиболее фильтрующийся материал. При давлениях 0,1-3 МПа оно в течение длительного времени сохраняет свои свойства при температурах до 200 °С. При этих условиях жидкое стекло практически не вступает в химическое взаимодействие с породами пласта, но обладает адгезией к ним.
Жидкое стекло (силикат натрия Na2SiO3), получаемое из силикат-глыбы обработкой паром в автоклавах, является неорганическим полимером. Модуль жидкого стекла регулируется щелочью и не превышает 2,8-3,0; концентрация водорастворимых силикатов 50%, плотность 1280-1400 кг/м3. В буровой практике жидкое стекло применяется в качестве структурообразователя, крепящей добавки и ингибитора в буровых растворах и ускорителя схватывания тампонажной смеси.
Нитрат аммония (NH4NO3) представляет собой бесцветные кристаллы, хорошо растворимые в воде (50 г/100 г при t=10 °С), применяется при обработке пластов как ингибитор коррозии.
Параформ (параформальдегид) — смесь полиоксиметилгликолей (СН2О)n, где n=8-10, представляет собой бесцветные кристаллы, содержит 91-98% формальдегида, в холодной воде растворяется медленно, в горячей – быстро, образуя растворы формальдегида.
При взаимодействии нитрата аммония и параформа образуется азотная кислота, а при взаимодействии жидкого стекла с кислотой (изменения рН среды) происходит образование закупоривающей массы.
При изучении изолирующей способности композиции для дальнейших исследований был взят состав на основе жидкого стекла и 12,5%-ной азотной кислоты при объемном соотношении 1:1.
Результаты эксперимента показали, что закупоривающая способность композиции достаточна для того, чтобы состав на основе Na2SiO3и 12,5 %-ной HNO3, полученной из параформа и NH4NO3, рекомендовать к практическому использованию.    продолжение
--PAGE_BREAK--
Второй состав включает в себя жидкое стекло и спиртовый раствор хлорида кальция. Для эксперимента были выбраны следующие реагенты: хлорид кальция 6-водный (СаС12•6Н2О), спирт этиловый (С2Н5ОН) или метиловый(СН3ОН), жидкое стекло (Na2SiO3) с концентрацией растворимых силикатов 50%. Процент содержания СаС12•6Н2О в спирте варьировал от 3 до 10%; объемное отношение спиртового раствора СаС12•6Н2О:Na2SiO3– от 1:1 до – 1:0,5.
При разработке нефтяных залежей с одновременным снижением обводненности добываемой продукции достигается повышение гидродинамического сопротивления в зоне наибольшей проницаемости, расширяется область воздействия закачиваемым реагентом и вовлечение в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков.
РИР с использованием синтетических смол на основе сланцевых фенолов.
В настоящее время практически РИР всех видов ведутся с применением синтетических смол на основе сланцевых фенолов ТСД-9 и ТС-10. Наибольшее распространение указанные смолы получили при: отключении отдельных обводненных интервалов пласта; исправлении негерметичного цементного кольца; отключении отдельных пластов; ликвидации нарушений в обсадных колоннах.
Отключение отдельных обводненных интервалов пласта является наиболее сложным видом РИР. При этом имеются в виду пласты, характеризующиеся по геофизическим данным как монолитные. Принципиальная возможность ограничения притока воды при отключении обводненных интервалов в подобных пластах обосновывается возможным наличием в них непроницаемых прослоев, не выделяемых геофизическими методами исследования.
Исходя из этого, РИР данной группы проводят по схеме селективной изоляции. Как правило, при проведении таких РИР должны быть решены одновременно несколько задач: выявление в разрезе пласта нефтенасыщенных интервалов, непроницаемых прослоев и исключение из разработки в данной скважине уже обводненных интервалов.
Технология РИР с использованием смол ТСД-9 и ТС-10 во всех случаях аналогична технологии этих работ с применением тампонажного цемента.
«Успешность» проведенных РИР оценивают в соответствии с существующей методикой, основанной на сопоставлении величин дебита нефти и содержания воды в добываемой продукции до и после проведения РИР.
К категории успешных отнесены РИР, обеспечившие: увеличение или сохранение дебита нефти при снижении объема добываемой воды;значительное снижение притока воды при небольшом снижении дебита нефти.
Оценка экономической эффективности проводимых РИР с применением смол, равно как и с любым другим изоляционным материалом, затруднена.
Выбор смолы ТСД-9 для применения ее в скважинах определен величиной температуры продуктивных пластов до 40°С.
Объекты проведения РИР различаются между собой по вязкости пластовой нефти, степени неоднородности, условиям выработки и обводнения, стадии разработки и т.д. Месторождения девона и нижнего карбона характеризуются упруговодонапорным режимом и разрабатываются с поддержанием пластового давления заводнением. Залежи нефти в известковых рифовых массивах пермского возраста характеризуются режимом газовой шапки, который постепенно переходит к режиму растворенного газа, а затем к гравитационному.
В некоторых НГДУ смолу используют эпизодически в единичных скважинах и, по сути дела, проводимые работы не выходят из стадии опытно-промышленных, поскольку за указанный период на некоторых месторождениях изменились условия проведения РИР: приобщены дополнительные горизонты, повышены пластовое давление, степень обводнения и т.д.
Указанные обстоятельства в значительной степени обусловили низкую успешность проведенных работ — в среднем 52,6%. Смолу применяют в скважинах с наиболее сложными условиями, при отсутствии четких представлений о путях поступления изолируемой воды в скважину и часто после безрезультатного применения всего перечня имеющихся других методов РИР. Бессистемность проведения РИР затрудняет отработку и совершенствование одной из основных их составляющих — технологии, а ограниченность масштабов вносит элемент случайности в оценку их эффективности.
Отключение обводненных интервалов пласта проводится по нескольким технологическим схемам.
Полностью по схеме селективной изоляции — закачка раствора смолы по всему интервалу перфорации с перекрытием его мостом, последующее разбуривание стакана и перфорация пласта в прежнем интервале — работы проведены в 56 скважинах. Из них в семи скважинах для перекрытия ствола мостом использовали цементный раствор, который закачивали непосредственно вслед за раствором смолы ТСД-9.
Назначение применяемого цементного раствора — предупреждение выноса раствора смолы ТСД-9 из изолируемого интервала в ствол скважины до начала отверждения смолы.
Указанные работы проведены в скважинах с высоким содержанием воды (90% и более). Успешность их в среднем по 49 скважинам без цементного раствора и по семи скважинам с цементным раствором составляет соответственно 40 и 42,8%.
В девяти скважинах указанный метод был применен при наличии сведений об обводнении подошвенной части пласта, которая была отключена мостом из отверженной смолы. В восьми случаях проведенные работы оказались успешными (88,9%). Сохранение и даже увеличение притока нефти в них подтверждают селективное проникновение неселективных изоляционных материалов в обводненные части пласта, обладающие большей проницаемостью.
Это со всей очевидностью подтверждено, и результатами применения метода в двух нагнетательных скважинах для регулирования закачки воды по толщине пласта. Причем, в обеих скважинах смолу закачивали по всей толщине заводняемого пласта при наличии в нем открытых трещин. Обе скважины освоены под закачку воды непосредственно после разбуривания моста из отвержденной смолы. При этом была снижена приемистость интервалов, содержащих трещины.
Наконец, в пяти скважинах смолу ТСД-9 использовали для создания водоизолирующего экрана в заданном интервале пласта дополнительно вскрывавшегося ПК-103 или ГПП в пределах существующего интервала перфорации. Смолу закачивали по всей толщине пласта через НКТ с пакером. В двух скважинах пласт перекрывали цементным мостом.
Исправление негёрметичного цементного кольца с использованием смолы ТСД-9 проводят по двум описанным технологическим схемам с закачкой раствора смолы в нарушения через существующий интервал перфорации — схема селективной изоляции; с закачкой раствора смолы через специальные отверстия. При проведении работ по любой из схем интервалы перфорации пласта и специальных отверстий перекрывают мостом из отвержденной смолы или цементного раствора, закачиваемого вслед за смолой.
При закачке смолы через специальные отверстия в интервале между ними и перфорацией продуктивного пласта устанавливают пакер и вызывают затрубную циркуляцию.
В среднем успешность этого вида РИР составляет 49,1%, причемпри использовании стакана из цемента цель проводившихся РИР ни в одном случае не была достигнута. Причиной этого может быть разбавление смолы или ее вытеснение из нарушений в процессе срыва и подъема пакера и контрольной срезки цементного раствора.
Отключение пласта. Во всех случаях при, отключении верхних пластов, нижние перекрываются песчаной пробкой или цементными мостами, при отключении нижних — верхние пласты перекрываются закачкой цементной суспензии.
Трудность этого вида работ обусловливается высокими величинами пластового давления и различием их величин в пластах.
Кроме того, при закачке смолы по всей толщине пласта она поглощается лишь отдельными наиболее проницаемыми его интервалами и при этом проницаемость значительной части пласта сохраняется.
Закачка цементного раствора после раствора смолы для предупреждения его выдавливания в ствол скважины повышает успешность проводимых РИР.
Расход смолы ТСД-9 при РИР. Смолу ТСД-9 используют при решении большого перечня задач. Успешность их решения определяется степенью заполнения отвержденной смолой пористой среды в пределах толщины отключаемых пластов или отдельных их интервалов, каналов, трещин и нарушений в призабойной зоне пласта, цементном кольце и теле труб.
Попытка выявления связи между расходом смолы и толщиной интервалов вскрытия пласта перфорацией (расход смолы на 1 м толщины) для РИР по отключению пластов и отдельных их интервалов, а также исправлению негерметичного цементного кольца обосновывается закачкой смолы при проведении всех видов РИР по схеме селективной изоляции. Однако по анализируемым данным на сегодня такой связи не установлено, возможно, из-за ограниченности объема проведенных РИР.
В то же время в одних и тех же условиях проведения РИР, выполненные с закачкой больших объемов растворы смолы, оказываются безуспешными. Наиболее распространенной причиной этого является продавка раствора смолы далеко в глубь пласта или потеря способности растворов к отверждению за счет дополнительного их разбавления. Вероятность первой и второй причин может быть уменьшена при использовании растворов смолы ТСД-9 с минимальным сроком отверждения, ограниченным лишь временем закачки растворов за обсадную колонну.
Увеличение объема закачиваемого раствора смолы без сокращения времени начала их отверждения в сложных гидродинамических условиях скважин может оказаться малоэффективным.
РИР по исправлению негерметичного цементного кольца (в том числе и перекрытие перетоков закачиваемой воды в непродуктивные пласты) с использованием смолы с малым сроком отверждения проведены в шести скважинах и все они оказались успешными.
/>
Объединение Татнефть. Первые работы по ограничению притока воды с применением смолы ТСД-9 в скважинах объединения Татнефть были проведены с участием БашНИПИнефть. В последующем эти работы вели сами НГДУ, а с организацией специализированного Лениногорского управления по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин (ЛУПНП и КРС) масштабы применения смолы резко увеличились.
Основными объектами проведения РИР были скважины девонских залежей Ромашкинского, Ново-Елховского и Бондюжского месторождений. Наиболее типичным в указанной группе является Ромашкинское месторождение, в скважинах которого проведено наибольшее количество РИР с применением смолы ТСД-9.
Основным эксплуатационным объектом Ромашкинского месторождения является горизонт Дгпашийских отложений нижнефранекого подъяруса, залегающих на глубине 1700 м. Залежь нефти приурочена к терригенным породам, имеющим исключительно сложное геологическое строение. В разрезе горизонта Д, выделены шесть песчано-алевритовых пластов, отличающихся между собой как по толщине и коллекторским свойствам, так и по характеру их распространения по площади.
Нефти девонских залежей относятся к легким нефтям; величина их вязкости в пластовых условиях в пределах различных месторождений Татарии изменяется от 0,2 до 0,6 мПа-с при температуре 40°С. Величина пластовой температуры колеблется в пределах 35-40°С.
Все месторождения характеризуются упруговодонапорным режимом и разрабатываются с поддержанием пластового давления заводнением. Залежь нефти Ромашкинского месторождения разрезана на ряд площадей, разрабатывающихся самостоятельно. Все пласты эксплуатируются через общий фильтр.    продолжение
--PAGE_BREAK--
Исправление негерметичного цементного кольца. Трудности проведения этого вида РИР обусловливаются сложными гидродинамическими условиями: наличием как минимум двух пластов с различным пластовым давлением и, как следствие этого, перетоком жидкости из одного пласта в другой.
Подавляющее большинство РИР выполнено с закачкой раствора смолы ТСД-9 по следующим технологическим схемам:
через интервал перфорации продуктивного пласта — по схеме селективной изоляции;
через интервал специальных отверстий в кровельной части пласта-обводнителя для ликвидации нарушений в цементном кольце и исключения, из разреза скважины водоносного пласта как коллектора вообще;
через интервал специальных отверстий в кровельной части пласта-обводнителя с отключением продуктивного пласта или его интервала (перенос фильтра),
При проведении РИР по второй и третьей схемам продуктивный пласт предварительно изолируют цементным раствором. Затем перфорируются специальные отверстия, через которые закачивают раствор смолы при посаженном между ними и продуктивным пластом пакера.
По всем схемам интервалы специальных отверстий и продуктивного пласта перекрывают мостом из смолы или цементного камня. Затем при проведении РИР по первым двум схемам мост разбуривают в интервале продуктивного пласта полностью, и пласт перфорируют в прежних интервалах. По третьей схеме мост разбуривают лишь в пределах интервала пласта, назначенного для перфорации. При переходе на другой пласт мост из смолы или цементного камня в пределах прежнего интервала перфорации можно не вскрывать.
В целом успешность проведенных работ также низка: из 62 скважиноопераций успешными оказались 25, или 40,3%.
Отключение продуктивного пласта. В объединении Татнефть это наиболее многочисленная группа РИР, выполняемых с использованием смолы ТСД-9 — 139 скважиноопераций. Средняя успешность проведенных работ — 61,2%.
В зависимости от расположения отключаемого пласта РИР этого вида делятся на две группы:
— отключение верхних и средних (промежуточных) пластов;
— отключение нижних пластов.
Технологически эти работы осуществляются по двум схемам:
— закачкой раствора смолы в интервал перфорации отключаемого пласта;
— установкой «летучки» и герметизацией ее растворами смолы. При отключении верхних пластов нижние, как правило, перекрывают песчаными пробками или цементными мостами, которые затем вымывают или разбуривают. При отключении нижних пластов верхние пласты предварительно изолируют закачкой цементного раствора для предупреждения проникновения в них растворов смолы.
3.5 Оборудование применяемое при ВИР
Цементировочная арматура
Для цементирования с заливочными трубами применяют цементировочную арматуру типа АЦ1-150, АЦ2-160 конструкции Азинмаша, цементировочную головку грозненского типа или нижнюю часть фонтанной арматуры. Это же оборудование используют при химическом тампонаже скважин, гидравлическом разрыве пласта, кислотной обработке призабойных зон, при определении места дефекта в эксплуатационной колонне пакером и других работах. Цементировочная арматура герметизирует кольцевое пространство между колонной заливочных труб и эксплуатационной колонной. Это позволяет выполнять прямую и обратную промывку, а также продавку жидкости в фильтр скважины через заливочные трубы или кольцевое пространство. На промыслах объединения Грознефть широкое распространение получила цементировочная головка грозненского типа. Она может быть установлена на 168-лш и 219-лш эксплуатационных колоннах. В средней части корпуса головки имеется патрубок, к которому присоединяют манометр для замера давления в затрубном пространстве. Герметизация затрубного пространства в головке грозненского типа осуществляется с помощью двух шарнирных колец, уплотняющего резинового элемента и резиновой зажимной гайки. Резиновый элемент головки (цилиндрической формы) разрезан так, что его можно надеть на колонну труб, спущенных в скважину. Каждая цементировочная головка имеет набор шарнирных колец и резиновых элементов для труб диаметром от 48 мм до 114 мм.
Цементировочная головка грозненского типа рассчитана на работу при давлении в колонне до 200 атм., она позволяет в процессе работ (при наличии давления в затрубном пространстве) расхаживать заливочные трубы в интервале, равном длине верхней трубы.
Заливочные трубы
При цементировании в качестве заливочных труб применяют насосно-компрессорные трубы диаметром от 60 мм и выше, бурильные трубы с высаженными наружу концами диаметром от 60 мм и выше и бурильные трубы с высаженными внутрь концами диаметром от 89 мм и выше. В 114-мм эксплуатационной колонне в виде исключения применяют 48-мм заливочные трубы. Применение в качестве заливочных труб 73-мм бурильных труб с высаженными внутрь концами связано с риском забить трубы цементным раствором.
На промыслах объединения Азнефть для цементирования применяют двухступенчатую колонку заливочных труб. Ее верхнюю ступень составляют из 114-мм насосно-компрессорных труб, а нижнюю ступень из 73-мм труб. В глубоких скважинах применяют трехступенчатую колонну труб, состоящую из 73-мм и 114-лш насосно-компрессорных труб и 89-мм бурильных труб (из стали марки Е).
На промыслах объединения Грознефть обычно используют двухступенчатую колонну заливочных труб. Нижняя ее часть состоит из десяти-пятнадцати 60-мм насосно-компрессорных труб, соединенных между собой муфтами со снятой фаской; эту часть колонны называют хвостовиком. Верхнюю часть колонны составляют из 89-мм бурильных труб. Многолетняя практика изоляционных работ подтвердила безопасность применения 89-мм бурильных труб в верхней части колонны при цементировании в скважинах глубиной 1000-2500 м.
Пакеры
При изоляционных работах применяют цементировочные пакеры, которые устанавливают на нижнем конце колонны заливочных труб. Назначение пакера – изолировать участок эксплуатационной колонны ниже башмака заливочных труб от кольцевого пространства между этими трубами и колонной.
По характеру изоляции кольцевого (затрубного) пространства цементировочные пакеры делятся на две группы. К первой группе относятся извлекаемые пакеры (поднимаемые из скважины вместег колонной заливочных труб). Вторую группу составляют неизвлекаемые пакеры. По окончании цементирования они отделяются от колонны заливочных труб и остаются в скважине. При необходимости пакеры второй группы могут быть удалены из скважины путем фрезерования.
Извлекаемые пакеры
На промыслах Советского Союза в качестве цементировочных пакеров применяют пакеры, сконструированные для гидравлического разрыва пласта и эксплуатации скважин.
С начала внедрения цементирования с пакером применяют пакеры с опорой на забой конструкции ГрозНИИ, АзНИИ, типа ПМ конструкции ОКБ по бесштанговым насосам. Достоинством пакеров с опорой на забой является простота их устройства и легкость уплотнения в скважине. Однако для установки пакера необходимо иметь твердый забой на определенной глубине. Кроме того, при цементировании с пакерами этой конструкции возможен прихват хвостовика цементом. Пакеры висячего типа (без опоры на забой) могут быть установлены в любой точке ствола скважины. Для цементирования применяют шлипсовый пакер ПШ и гидравлический модернизированный пакер ПГ-500 конструкции ОКБ по бесштанговым насосам, шлипсовый пакер ЦРМЗ Грознефти и самоуплотняющийся (автоматический) пакер АзНИИ.
/>
Рис. 6. Схема гидравлического модернизированного пакера ГП-500
Гидравлический модернизированный пакер ПГ-500 (см. рис.) состоит из головки 1, к верхней части которой присоединяется гидравлический якорь и колонна заливочных труб, а к нижней части шток 5 и опорное дюралюминиевое кольцо 2. На шток надеты ограничитель 4 с ограничительной манжетой 3, упор 6 и гидравлическая манжета 7., К нижней части штока присоединен корпус 8 фонаря закрытого типа. Фонарь 9 имеет три башмака, расположенные под углом 120° по окружности корпуса. Каждый башмак подпирается изнутри тремя цилиндрическими пружинами, находящимися в глухих отверстиях корпуса фонаря 8. Верхнее и нижнее упорные кольца предотвращают выпадение башмаков. К нижней части корпуса крепится клапан пакера с дроссельным штуцером 10. Для уплотнения пакера ПГ-500 в колонну заливочных труб закачивают жидкость с расходом 2-2,5 л/сек. При этом в штуцере возникает перепад давления 3,5-5 атм. Через отверстия в корпусе фонаря 8 жидкость проходит во внутреннюю полость гидравлической манжеты 7 и расширяет ее до сопротивления со стенкой колонны. Под влиянием перепада давления сжимается пружина клапана, открываются его прямоугольные окна и жидкость проходит в пространство под пакером. При дальнейшем повышении давления под пакером гидравлическая манжета расширяется и окончательно уплотняет затрубное пространство. В результате создания высокого давления под пакером он выталкивается вверх вместе с колонной заливочных труб, в связи, с чем нарушается его уплотнение. Для удержания пакера на месте применяют гидравлический якорь, который устанавливают непосредственно над пакером. На промыслах Советского Союза наибольшее распространение получили гидравлические якори конструкции ОКБ по бесштанговым насосам.
Указанные пакеры, применяемые в качестве цементировочных, обладают рядом недостатков. Они изготовляются из стали, вследствие чего в случае прихвата цементом их очень трудно фрезеровать. Пакеры не имеют циркуляционных клапанов, которые соединяют пространство выше и ниже пакера, в результате при срыве пакера уплотняющий элемент действует как поршень, что усиливает отдачу пласта.
Пакеры ПШП конструкции ОКБ по бесштанговым насосам и ПШУ-65/8" конструкции ЦРМЗ Грознефти имеют циркуляционный клапан для соединения пространства выше и ниже пакера. В пакере ПШУ-65/8//конструктивно соединены шлипсовый пакер и механический якорь. Уплотнение пакера достигается при натяжении заливочных труб вверх. Пакер состоит из муфты У, ствола, к верхнему концу которого прикреплен фонарь, а к нижнему — конус циркуляционного клапана с манжетами. В корпусе фонаря укреплены плашки фонаря, плашки пакераи конус. К последнему в свою очередь прикреплены перфорированная труба, уплотнительная резиновая манжета и седло циркуляционного клапана.
Пакер спускают на заливочных трубах, которые затем поворачивают вправо на 1-2 оборота. При этом штифт выходит из зацепления с замком. Корпус фонаря удерживается плашками в эксплуатационной колоне, а их конуспри подъеме заливочных труб тоже поднимается вверх. Теперь уже плашкиудерживают корпус фонаря в колонне. При дальнейшем натяжении заливочных труб конус сжимает манжету и герметизирует кольцевое пространство скважины. Поток жидкости при обратном промывке проходит через перфорированную трубу, по кольцевому пространству внутри пакера, через открытый циркуляционный клапан входит в конус, ствол и поступает в заливочные трубы. Поскольку площадь сечения этого кольцевого пространства равна площади сечения заливочных труб в свету, давление при прохождении жидкости через пакер не повышается.    продолжение
--PAGE_BREAK--
Неизвлекаемые пакеры
На рис. 7 показана схема неизвлекаемого пакера конструкции Азинмаша с циркуляционным приспособлением.
/>
Пакер изготовляется из легко разбуриваемого материала (например, из модифицированного чугуна). Циркуляционное приспособление устанавливается над пакером и соединяется с ним посредством переводника 3, имеющего' левую цилиндрическую или круглую резьбу. Пакер с циркуляционным приспособлением (без шарика 18) спускают в скважину на колонне заливочных труб. На устье скважины устанавливают цементировочную головку грозненского типа, а верхний конец заливочных труб подвешивают на вертлюге. Между вертлюгом и заливочными трубами устанавливают глухой переводник и крестовину с двумя отводами для закачки жидкости в трубы и боковым отверстием. После установки пакера на заданной глубине заливочные трубы поднимают на 0,5-1 м вверх. При этом утолщение трубы 1 садится на резиновое седло 2, вследствие чего циркуляционное приспособление закрывается. Скважину промывают прямой промывкой. Затем через боковое отверстие крестовины в заливочные трубы бросают шарик 18, который проходит по трубам и садится в гнездо клапана 17, закрывая его отверстие. В трубах поднимают давление. Жидкость под давлением проходит в отверстия 11 и расширяет резиновую манжету 10, плотно прижимая ее к стенке эксплуатационной колонны. При дальнейшем расширении манжета 10 передвигает вверх верхний конус 8. При этом срезаются винты 5 и 7, а верхние плашки 4 прижимаются к стенке эксплуатационной колонны, препятствуя движению пакера вверх. Когда давление в трубах поднимается ещебольше, отрезается винт 19 и гнездо 17 выпадает из пакера. Бакелитовый шар 16 освобождается и вступает в действие обратный клапан. Для жидкости открывается проход через пакер. Затем заливочные трубы натягивают, в результате чего срезаются винты 12 и 13, а нижние плашки 14 прижимаются к стенке эксплуатационной колонны. Манжета 10 еще больше деформируется, а коническое стопорное кольцо 6 попадает в прорезь корпуса пакера 9. Пакер оказывается надежно укрепленным в эксплуатационной колонне на заданной глубине. Заливочные трубы опускают вниз на 0,5-1 м (чтобы открыть циркуляционный клапан) и закачивают в них цементный раствор и продавочную воду. Когда столб цементного раствора будет находиться на расстоянии 100-150 м от пакера, натягивают трубы, закрывая циркуляционный клапан. Цементный раствор продавливают в пласт под давлением 250-300 атм. После этого процесса снижают давление в заливочных трубах, при этом шар 16 садится на резиновое уплотнительное кольцо 15 обратного клапана. Выход цементного раствора из-под пакера прекращается. Заливочные трубы снова опускают на 0,5-1 м, чтобы открыть циркуляционный клапан. Обратной промывкой вымывают из заливочных труб излишний цементный раствор. Вращая трубы вправо, вывинчивают переводник 3 из пакера. Заливочные трубы поднимают из скважины и оставляют скважину на период затвердения цемента. В случае необходимости пакер удаляют из ствола скважины путем фрезерования.
На промыслах США применяют неизвлекаемые пакеры различных: конструкций. Наибольшее распространение получили неизвлекаемые пакеры (цементировочные фонари, ритайнеры) фирмы «Baker».
Цементировочные желонки
Для установки цементных пробок и изоляционных работ в скважинах с малой поглотительной способностью без заливочных труб применяют цементировочные желонки.
Клапан цементировочной желонки устроен так, что после соприкосновения с забоем он открывается и остается открытым при подъеме желонки вверх. Применяют желонки с клапанамии различных конструкций. Из них наиболее совершенной является цементировочная желонка с отпадающим пластмассовым дном и шарнирным клапаном конструкции Стрыйской конторы бурения треста Львовнефтегазразведка. Диаметр и длину желонки выбирают согласно табл. 3.
Таблица 3
Условный диаметр эксплуатационной колонны, мм
Максимальный наружный диаметр желонки, мм
Диаметр тартального каната, мм


При длине 10-12 м
При длине 18-25 м


114
73
60
16
146
89
60
16
168
102
89
19
194
114
102
19
219
141
114
19
273
168
-
22
3.6 Технология ремонтно-изоляционных работ по скважинам
Основные положения проблемы ремонтно-изоляционных работ в скважинах.
Основное назначение РИР – обеспечение оптимальных условий работы продуктивного пласта (или нескольких пластов) для достижения запланированного (максимального) извлечения запасов нефти.
По номенклатуре РИР относятся к работам по капитальному ремонту скважин (КРС) и, как все ремонтные работы, проводимые в скважинах, являются одним из основных средств реализации проектов разработки нефтяных месторождений.
Bзависимости от цели все РИР делятся на следующие виды:
1. Отключение отдельных обводненных (выработанных) интервалов пласта в нефтяных скважинах, независимо от их местоположения по толщине и характера обводнения (подошвенная вода, контурная, закачиваемая). Регулирование закачки воды по толщине заводняемых пластов в нагнетательных скважинах.
Необходимость проведения работ этого вида обусловливается неоднородным строением и неравномерными выработкой и обводнением продуктивных пластов по толщине. Работы проводят в слоистых пластах. Для обеспечения нормальных условий их выработки по всей толщине»
2. Исправление негерметичного цементного кольца (в том числе ликвидация межпластовых перетоков),
Необходимость проведения этого вида РИР обусловлена несоответствием качества цементирования обсадной колонны условиям эксплуатации скважины и является как следствием получения негерметичного цементного кольца и разрушения его в процессе эксплуатации скважины.
Отключение отдельных пластов. Необходимость проведения данного вида РИР возникает в нефтяных и нагнетательных скважинах, одновременно эксплуатирующих несколько пластов. Различие в геологическом строении пластов (толщина, коллекторские свойства) обусловливает разновременность их выработки (обводнения) и, следовательно, необходимость отключения каждого выработанного (обводненного) пласта с целью обеспечения нормальных условий выработки остальных.
Ликвидация нарушений обсадных колонн. Необходимость в проведении этих работ обусловлена нарушением герметичности обсадной колонны вследствие несоответствия конструкции скважины условиям ее эксплуатации: цементирование обсадной колонны не по всей длине, использование для заводнения сточных вод, повышение давления нагнетания и пластового давления и т.д.
5. Наращивание (доподъем) цементного кольца за обсадной колонной и кондуктором.
Необходимость проведения работ в первую очередь диктуется требованиями охраны недр и окружающей среды: предотвращение перетока пластовых и закачиваемых жидкостей из пласта в пласт и выхода их на поверхность.    продолжение
--PAGE_BREAK--
Иногда эти работы проводят одновременно с ликвидацией нарушений обсадной колонны, которые в основном являются следствием отсутствия цементного кольца за колонной или плохого его качества.
6. Перевод скважин на другие пласты и горизонты, временная консервация и ликвидация скважин. Эти работы осуществляются в соответствии с действующими положениями о порядке перевода скважин на другие горизонты, временной консервации и ликвидации скважин.
Ликвидация скважин к РИР отнесена условно, поскольку в ряде случаев прямого отношения к разработке основного пласта в данной скважине она не имеет. Включение этих работ в основной перечень РИР обусловлено выполнением этих работ бригадами капитального ремонта и использованием методов РИР.
К основным методам относятся: установка моста, летучки, пакера; перекрытие интервала перфорации взрывным пакером; создание непроницаемого экрана в призабойной зоне пласта; перекрытие нарушений в цементном кольце и обсадной колонне с помощью тампонажных материалов и т.д.
Учитывая принципиальные различия в механизме закупоривания пористой среды, методы создания непроницаемого экрана делятся на селективные и неселективные.
Каждый метод изоляции, равно как и каждый изоляционный реагент или конструкция разобщающего устройства, имеет свои области более эффективного применения при проведении определенного вида РИР. Вместе с тем каждый из них с успехом может быть применен и при ведении нескольких видов РИР. Так, установкой пакера отключают обводненный пласт, а также интервалы нарушения обсадной колонны. Цементные растворы используют для установки мостов при отключении нижних пластов и их нижних интервалов, для исправления некачественного цементного кольца, ликвидации нарушений обсадной колонны и т.д.
Наконец, каждую операцию РИР, осуществляемую с помощью данного метода, выполняют по определенной технологии. Перечень мероприятий и строгий порядок их проведения обеспечивают достижение поставленной цели.
Метод РИР, изоляционный реагент, конструкция разобщающего устройства и технология РИР взаимно обусловливают и определяют друг друга. В каждом отдельном случае их выбирают с учётом большего комплекса показателей: геолого-физических особенностей продуктивного пласта или пласта-обводнителя, гидродинамических условий, существующего опыта проведения РИР на данном месторождении, оснащенности техникой, материалами и т.д.
Технологическая схема РИР может быть разработана применительно к условиям каждой конкретной скважины.
Назначение изоляционных работ
Изоляционные работы, проводимые при восстановлении скважин, преследуют разнообразные цели.
Первое, основное их назначение, исправление негерметичного цементного кольца с целью изоляции посторонней воды, поступающей к фильтру из нижележащих или вышележащих пластов.
Второе назначение изоляционных работ состоит в том, чтобы устранить в эксплуатационной колонне дефекты, которые могут не только обусловить поступление воды в ствол, но и явиться причиной нарушения нормальной эксплуатации скважины.
Третье назначение изоляционных работ – изоляция существующего фильтра скважины при возврате скважины на вышележащий или нижележащий пласт. При возврате на вышележащий пласт, существующий фильтр изолируют установкой искусственной пробки (обычно цементной) в интервале между верхними отверстиями существующего фильтра скважины и подошвой пласта, на который скважина возвращается. При возврате скважины на нижележащий горизонт, существующий фильтр изолируют путем цементирования или с помощью дополнительной колонны-летучки.
Для изоляционных работ в скважинах применяют тампонажный цемент с различными добавками, улучшающими его свойства, пластические массы и некоторые другие вещества (например, кислый гель кремнекислоты). Изоляционные работы с применением, различных видов цемента называются цементированием.
Применение тампонажного цемента со свойствами, близкими к свойствам цемента, который употребляется при цементировании, эксплуатационной колонны, имеет следующие преимущества:
а) цемент, затвердевший в трещинах цементного кольца, образует с ним однородное по физико-химическим свойствам тело, которое хорошо сопротивляется внешнему давлению, влиянию забойной температуры и коррозийному действию среды;
б) цементный раствор не проникает в поры пласта, а образует на поверхности пористой среды непроницаемую цементную корку. Эта корка надежно предотвращает проникновение жидкости в породу или из породы в скважину на участке цементирования. В то же время она препятствует снижению проницаемости призабойной зоны после цементирования.
Цементный раствор из стандартного тампонажного цемента не способен проникать в мельчайшие трещины. Однако есть основания полагать, что разрушение цементного кольца во всех случаях происходит с образованием каверн и трещин, которые могут заполниться цементным раствором обычной дисперсности.
Ремонтно-изоляционные работы в скважинах с повышенным пластовым давлением
Одним из основных направлений интенсификации разработки нефтяных месторождений в настоящее время является применение методов заводнения с повышением давления на линии нагнетания выше начального пластового давления. В этих условиях значительно усложняется процесс разработки, в том числе и за счет проведения работ по капитальному и текущему ремонту скважин, являющихся средством реализации проектов разработки. При этом сложность проведения ремонтных работ в скважинах, эксплуатирующихся на участках с пластовым давлением выше гидростатического, прежде всего, заключается в необходимости предупреждения открытого их фонтанирования.
На практике в основном применяют три способа предупреждения фонтанирования:
— глушение скважин (создание противодавления на пласт) жидкостью повышенной плотности;
— использование специальных отсекателей пластов, обеспечивающих разобщение продуктивного пласта и ствола скважины;
— снижение пластового давления в районе фонтанируемой скважины ограничением или прекращением закачки воды в ближайшие к ней нагнетательные скважины.
Каждый из способов имеет свою область применения, обусловленную технологическими особенностями проводимых ремонтных работ, техническими возможностями и экономическими соображениями.
Наибольшее распространение получил способ глушения скважин, что обусловлено его универсальностью и простотой по сравнению с другими способами.
Специальные отсекатели, исключающие необходимость глушения скважин, могут быть использованы только при проведении текущего ремонта (в настоящее время еще отсутствует простая и надежная конструкция отсекателей).
Снижение пластового давления при ограничении закачки воды в ближайшие нагнетательные скважины, как правило, связано с потерей добычи нефти как в ремонтируемой, так и в окружающих скважинах.
Проведение РИР возможно лишь при отсутствии перелива жидкости из открытой скважины, исходя из чего при пластовом давлении выше гидростатического скважина должна быть заглушена или же пластовое давление должно быть снижено. С этой точки зрения необходимо иметь совершенно четкие представления о возможностях каждого из указанных методов и условиях их применения.
Ремонтно-изоляционные работы в скважинах со сложными гидродинамическими условиями
Большинство проводимых в настоящее время РИР осуществляется в сложных гидродинамических и температурных условиях, обусловленных одновременной эксплуатацией нескольких пластов одной скважиной, различием в величине пластового давления в различных пластах, разработкой продуктивных пластов высокими темпами и при пластовых давлениях, превышающих первоначальное (гидростатическое), закачкой громадных объемов воды с температурой, отличной от пластовой и т.п. Поэтому при проведении РИР возникают условия для дополнительного разбавления используемых тампонажных смесей и изменения их температуры до величины, значительно отличающейся от расчетной, принятой при обосновании рецептуры смесей. И то, и другое приводит к изменению физико-химических свойств тампонажных смесей и, в конечном счете — их изолирующей способности.
В наибольшей степени изменяются свойства тампонажных смесей на основе сланцевых фенольных смол ТСД-9 и ТС-10, которые хорошо растворимы в воде, обладают исключительно высокой реакционной активностью алкилрезорцинов к формальдегиду, повышенной чувствительностью скорости конденсации смол к температуре.
Влияние изменения температуры на срок отверждения водных растворов смолы ТСД-9 дают данные, приведенные на рис. 40.
/>
Из рис. 40 видна исключительная чувствительность растворов смолы ТСД-9 к изменениям температуры и особенно растворов, приготавливаемых с добавлением катализатора (NaOH). Например, время отверждения раствора, приготовленного с добавлением NaOHв количестве 15 г/л, при понижении температуры с 30 до 25°С увеличивается с 4 до 50 мин. Время же отверждения этого раствора при температуре 20°С уже составляет 1 ч 20 мин, а при 15°С — 4 ч 10 мин. Наоборот, раствор, имеющий время отверждения при температуре 5С 1 ч. 10 мин, при температуре 10°С отверждается за 30 мин, а при 15°С — за 8 мин.
Дополнительное разбавление готовых растворов смол водой приводит к увеличению времени их отверждения, а также к ухудшению качества отверждённого полимера.
У растворов, приготовленных с добавлением катализатора, по мере разбавления водой также увеличивается время начала отверждения. Качество же получаемого при этом полимера начинает ухудшаться при большей степени разбавления и выражается в снижении прочностных свойств получаемого полимера.
Изложенное обосновывает необходимость детального изучения условий проведения РИР в скважинах со сложными гидродинамическими условиями и их учета при разработке технологии РИР.
Температурные условия в скважине при проведении РИР
При проведении РИР в скважинах температура применяемого изоляционного материала изменяется как в процессе закачки его по стволу скважины, так и в процессе задавки в изолируемый интервал,
Изменение температуры по стволу скважины определяется геотермическим градиентом в районе расположения скважины и процессами теплообмена, происходящими между извлекаемыми из пласта и закачиваемыми в него (в скважину) при эксплуатации и ремонте жидкостями, между трубами, цементным кольцом и стенками скважины.
Точное аналитическое решение задачи распределения температуры по стволу скважины сопряжено с большими трудностями. Чаще всего для этого используют упрощенные методы расчета, примененные и в данной работе для изучения изменения температуры закачиваемой в скважину жидкости при проведении РИР. Одновременно инструментально измеряли температуру при моделировании процесса РИР непосредственно в скважине для оценки точности и возможности использования выбранных методов расчета.    продолжение
--PAGE_BREAK--
В основном время закачки при проведении РИР изменяется в пределах 600-3600 с и определяется объемом тампонаж кого раствора V= (1-5) м2и скоростью его закачки W= (2,03-10) кг/с. Для этих условий Rt(0,01 — 0,0З) м, что находится в пределах расстояния от НКТ до эксплуатационной колонны. В этих условиях теплопередача происходит лишь между закачиваемой жидкостью, находящейся в затрубном пространстве, температура же внешней стенки обсадной колонны соответствует температуре пласта. При этом относительная ошибка в определении температуры при изменении Rt=(0,01-0,03) м не превышает 5 %, Исходя из этого, время закачки в указанных пределах не будет оказывать существенного влияния на изменение температуры в стволе скважины.
Теплофизические свойства. Сведения о показателях большинства используемых тампонажных смесей, характеризующих их теплофизические свойства, могут быть оценены лишь приблизительно.
Температура закачиваемой жидкости. При проведении РИР возможны два случая:
а) температура закачиваемой жидкости ниже температуры «нейтрального слоя»земли;
б) температура закачиваемой жидкости выше температуры «нейтрального слоя» земли.
Геотермический градиент. В процессе длительной эксплуатации нефтяных скважин или закачки воды в нагнетательные скважины между скважинами и горными породами устанавливается псевдостационарный теплообмен. При этом характер распределения температуры по стволу скважины, обусловленный геотермическим градиентом, изменяется в соответствии с конструкцией скважины, величинами ее дебита или приемистости, длительностью работы, теплофизическими свойствами отбираемых или закачиваемых жидкостей и пород, слагающих разрез скважины и т.д.
В последующем, при остановке скважины происходит постепенное восстановление температуры до исходной геотермы. Скорость восстановления определяется величиной предшествовавшего изменения. При этом иногда РИР проводят при неустановившемся естественном температурном поле.
/>/>
Рис. 2. Изменение температуры закачиваемой воды по стволу скважины при изменении геотермического градиента: 1,2,3,4 — условные геотермы соответственно для градиентов 0,014; (3,0105; 0,005 0°С/м; 1,2,3,4 — термограммы закачиваемой воды с поверхностной температурой 40°С в скважины с градиентами соответственно 0,014; 0,0105; 0,005; 0°С/м.
Для оценки характера изменения температуры закачиваемой воды по стволу скважины с нарушенной естественной геотермой на рис. 2 приведены результаты расчета, выполненного для различных условиях геотерм. Расчеты выполнены для Тп= 40°С; W— 6 кг/с; условные геотермы построены изменением величины Ө. Изменение геотермического градиента при эксплуатации скважины может существенно повлиять на характер изменения температуры закачиваемой воды по стволу скважины (см. рис. 2).
Для сопоставления результатов расчета и фактического распределения температуры по стволу скважины температуру измеряли с помощью термометров ТЭГ-36 и «Стаб». Перед проведением измерений скважину останавливают для восстановления естественного температурного поля. Для определения геотермического градиента снимают геотерму в скважине. Измерения проводили по следующей методике:
Термометр устанавливают на заданной глубине Н.
Измеряют исходную поверхностную температуру закачиваемой жидкости (воды) – Тп.
Закачивают воду в скважину в объеме Vс заданной скоростью Wи замеряют температуру закачиваемой воды Т на глубине Н во времени t.
Измерения температуры закачиваемой воды проводили, устанавливая термометр на различной глубине, как и при закачке воды в пласт при закрытом затрубном пространстве, так и при закачке воды в НКТ при открытом затрубном пространстве.
Последнюю схему закачки тампонажной смеси в скважину широко применяют при проведении РИР в скважинах с высоким пластовым давлением и ограниченной поглотительной способностью пласта. При этом между нисходящим потоком закачиваемой в НКТ жидкости и восходящим потоком жидкости, выходящей из скважины по затрубному пространству, происходит теплообмен. Одновременно теплообмен происходит между восходящим потоком жидкости и стенками скважины. Расчет процесса теплообмена при закачке по данной схеме исключительно сложен и трудоемок.
Для окончательной оценки возможного изменения температуры закачиваемых тампонажных смесей при проведении РИР в скважинах необходимо оценить ее изменение в самом изолируемом интервале, что сопряжено с большими трудностями. Результаты исследований, посвященных изучению изменения температуры пласта в результате закачки в него жидкости с температурой, отличной от пластовой, не могут быть использованы применительно к процессу ремонтных работ, так как все они связаны с. закачкой больших количеств воды (заводнения, методы увеличения нефтеотдачи, обработки призабойной зоны пластов).
Процесс РИР характеризуется закачкой в пласт или в нарушении в цементном кольце небольших объемов тампонажной смеси, ограниченностью времени закачки в пористую среду пласта или трещины, обладающих значительной активной поверхностью для теплообмена с закачиваемой смесью. Перечисленные особенности позволяют предполагать, что закачиваемая за обсадную колонну тампонажная смесь в ограниченных объемах при температуре, изменяющейся в описанных пределах, очень быстро принимает температуру изолируемого интервала.
При фильтрации тампонажных смесей в пласт, вследствие резкого увеличения поверхности контакта смеси с породой скорость процесса теплообмена значительно увеличится. Тампонажную смесь закачивали в изолируемый интервал в течение времени, превышающего указанное. Таким образом, можно предположить, что при проведении РИР температура закачиваемой в изолируемый интервал тампонажной смеси становится равной температуре пласта уже в процессе закачки смеси. В целом проведенные исследования и расчеты позволяют сформулировать основные положения, характеризующие изменения температуры в самих скважинах и закачиваемых жидкостей при проведении в них РИР.
Текущая геотерма в каждой скважине может существенно отличаться от начальной естественной (до начала разработки месторождения) геотермы в данном районе.
При проведении РИР в скважинах исходная температура используемых тампонажных смесей изменяется в значительных пределах вследствие изменений погодно-климатических и технологических условий и может существенно отличаться от температуры в изолируемом интервале.
Температура закачиваемых тампонажных смесей может существенно изменяться при движении по стволу скважины и ко времени подхода смесей к изолируемому интервалу значительно отличаться от его температуры.
При проведении РИР температура тампонажной смеси становится равной температуре изолируемого интервала в процессе продавки смеси за обсадную колонну.
При проведении РИР в скважинах температура закачиваемой тампонажной смеси изменяется таким образом:
на поверхности в процессе движения по стволу скважины и ко времени подхода к изолируемому интервалу ниже температуры в изолируемом интервале;
на поверхности выше температуры в изолируемом интервале, но ко времени подхода к изолируемому интервалу температура смеси становится ниже температуры в нем;
на поверхности в процессе движения по стволу скважины и ко времени подхода к изолируемому интервалу остается выше температуры в изолируемом интервале.
Такие изменения должны учитываться при планировании и осуществлении РИР и, прежде всего проводимых с использованием материалов, особо чувствительных к температуре.
Например, для тампонажных смесей на основе фенольных сланцевых смол ТСД-9 и ТС-10 для отверждения при температуре ниже +25°С необходим катализатор. Добавление же катализатора при более высокой температуре приводит к резкому сокращению времени отверждения смеси и появляется возможность преждевременного ее отверждения в НКТ или обсадной колонне. При этом само смешение смолы, отвердителя и катализатора происходит с выделением теплоты, вследствие чего раствор разогревается и сокращается время его отверждения.
При планировании ремонтных работ в продуктивных пластах в малодебитных нефтяных скважинах в качестве исходной следует принимать температуру пласта по средней геотерме данного месторождения. Величина исходной температуры при планировании ремонтных работ в пластах, расположенных выше продуктивного, должна уточняться по данным специальных измерений.
В нагнетательных скважинах величину исходной температуры всегда необходимо уточнять специальными замерами.
3.7 Расчёт процесса изоляционных работ (цементирование)
Исходные данные:
Глубина скважины – 2450 м;
Диаметр эксплуатационной колонны – 168 мм;
Приемистость скважины – 0,3 м3/мин;
Диаметр комбинированной колонны заливочных труб – 73×89 мм;
Глубина спуска заливочных труб – 2400 м (73-мм трубы на глубине 1600 м и 89-мм трубы на глубине 800 м);
Среднегодовая температура — 10°С
Расчёт:
Определяем температуру на забое скважины по формуле (1):
tзаб=tср+(0,01-0,025)*Н (1)
Принимаем второе слагаемое за 0,025*Н и подставив численное значение, получим
tзаб=10+0,025*2450=71,3°С
Выбираем тампонажный цемент для «горячих» скважин (ГЦ), время начала схватывания с момента затворения у которого равно 105 мин. Тогда допустимое время цементирования    продолжение
--PAGE_BREAK--
Тдоп=0,75*Тзат=0,75*105=79 мин. (2)
Определим объём колонны заливочных труб:
V=Δ*(π/4)*(d2в1*h1+d2в2*h2), (3)
где dв1и dв2– соответственно внутренние диаметры НКТ диаметром 73 и 89 мм, м;
h1, h2– соответственно длина секций колонны заливочных труб, м;
Δ – коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, равный 1,01-1,10 (принимаем1,02)./>
V=1,02*0,785*(0,0622*1600+0,0762*800)=4,9+3,7=8,6 м3./>
Определим время, необходимое для полного заполнения колонны заливочных труб при работе одним агрегатом ЦА-320М на 5-й скорости при диаметре втулок 115 мм.
/> мин. (4)
Время вымыва излишка тампонажного раствора при обратной промывке при работе одним агрегатом ЦА-320М на 4-й скорости
/> мин. (5)
Время на затворение и продавку тампонажного раствора в пласт
/> мин. (6)
где Т– время на подготовительные и заключительные работы при затворении цемента (5-10 мин).
Определим объём тампонажного раствора, который можно закачать в пласт за 49 мин.:
/> м3. (7)
Однако раствор, исходя из приёмистости пласта, закачивают в несколько приемов. Поэтому принимаем
Vтр=7 м3.
Определим плотность тампонажного раствора по формуле:
/>, (8)
где m– жидкостно-цементное отношение (m=0,4-0,5);
/> и />— плотность соответственно тампонажного цемента и жидкости затворения, т/м3.
Тогда
/> т/м3.
Количество сухого цемента, необходимое для приготовления 7 м3раствора, определяем по формуле:
/> . (9)
Подставив численные значения получим:
/> т.
Количество тампонажного материала, которое необходимо заготовить с учетом потерь при его затворении, составит:
/>, (10)
где К1– коэффициент, учитывающий потери при затворении тампонажного материала (при использовании цементосмесительных машин К1=1,01, при затворении вручную К1=1,05-1,15). Тогда
/> т.
Количество жидкости, необходимой для затворения тампонажного материала, определяется по формуле:
/>, (11)
где К2– коэффициент, учитывающий потери жидкости при затворении (К2=1,05-1,10).
/> м3.
3.8 Анализ ремонтно-изоляционных работ
Работы производились на 68-х скважинах
Таблица 4. Показатели по ВИР скважин методом цементирования
Кол-во скважин
Кол-во нарушений
Кол-во заливок
Кол-во цемента, тн
Кол-во цемента на одно нарушение, тн
Кол-во цемента на одну скважину, тн
Кратность заливок на одно наруше-ние
Кратность заливок на одну скважину
68
90
101
389.7
4.33
7.3
1.12
19
Успешность ВИР методом цементирования


Нагнетательные
Добывающие
Общее количество
Герметизация цементированием
25
% успешности
28
% успешности
53
% успешности
Успешно
16    продолжение
--PAGE_BREAK--
64%
20
71.4%
36
68%
Безуспешно
9
36%
8
28.6%
17
32%
Показатели по скважинам загерметизированным методом цементирования
Количество заливок
Количество скважин шт./%
Количество нарушений шт./ %
с первой заливки
17
24
со второй заливки
10
17
с третьей заливки
6
10
с четвертой заливки
3
7
Методом цементирования не удалось загерметизировать 18 скважин (32 %) – 35 нарушений (38 %)
Успешность в общем составляет 68% (36 скв)
Из 58 нарушений с первого раза удалось устранить 17 нарушений, со второго раза – 10, с третьего раза – 6 нарушений, а остальные 7 нарушений в обсадной колонне зацементировали только с четвёртой попытки.
3.9 Выводы и предложения
Само проведение РИР в большинстве случаев связано с перекрытием отдельных пластов и их интервалов или ликвидацией путей сообщения скважины с другими пластами, являющимися в нефтяных скважинах источниками притока пластовой воды. Оценку качества успешности этих работ проводят с помощью методов гидродинамических и промыслово-геофизических исследований.
Так, для оценки качества РИР по отключению отдельных пластов и ликвидации нарушений обсадных колонн используется определение герметичности колонны опрессовкой и снижением уровня.
Успешность РИР по отключению отдельных интервалов пластов оценивается по данным исследования профиля притока в нефтяных скважинах глубинными дебитомерами или профиля приемистости в нагнетательных скважинах глубинными расходомерами. Степень снижения продуктивности самого пласта может быть оценена и по кривым восстановления давления.
Успешность цементирования оценивается в 68 %, т. е., можно сказать, что из 100 ремонтируемых скважин эффект будет только в 68 скаважинах.
4. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА
4.1 Охрана труда и техника безопасности при КРС
Инструкция по охране труда для операторов капитального ремонта скважин.
1. Введение
1.1. Обеспечение безопасных и здоровых условий труда на производстве возможно только при строгой трудовой и производственной дисциплине всех работающих, точном выполнении ими инструкций по безопасности труда. Без этого самая совершенная техника и технология не в состоянии создать безопасную обстановку на производстве и поэтому роль самих непосредственных исполнителей работ (рабочих) весьма велика.
1.2. Помимо знания технологии, рабочие по ремонту скважин должны обладать навыками поведения на рабочем месте, выполнять свои обязанности таким образом, чтобы не допускать возникновения опасности и вредности.
2. Общие требования безопасности
2.1. На оператора капитальногоого ремонта скважин возложена обязанность ведения технологических процессов по подземному ремонту скважин. При этом бригада производит следующие виды работ: смену лифтов, депарафинизацию труб, штанг, оборудования, изменение погружения глубинных насосов, ликвидация обрывов штанг и отворотов штанг, промывку нижнего клапана НГН и расхаживание плунжера, опрессовку и срыв пакера, профилактический уход за оборудованием и инструментом, выполнение погрузочно-разгрузочных работ, связанных с капитальнымым ремонтом скважин, монтаж и демонтаж передвижных агрегатов, установка и снятие механизмов по развинчиванию и свинчиванию труб и штанг.
Вышеперечисленные технологические процессы и операции являются сложными и требуют обязательного исполнения всех норм и правил по безопасности труда.
2.2. К работе оператора капитальногоого ремонта скважин допускаются лица не моложе 21 года, прошедшие медицинское освидетельствование, квалификационное обучение, вводный инструктаж, инструктаж на рабочем месте, практическое обучение (стажировку) не менее 4-х смен под руководством мастера и опытного специалиста и проверку знаний правил безопасности труда, пожарной безопасности, электробезопасности цеховой комиссией.
2.3. Через каждые три месяца работы, операторы проходят периодический инструктаж по безопасному ведению работ и не реже 1-го раза в год проверку знаний цеховой комиссией.
2.4. При внедрении новых видов оборудования, механизмов, новых технологических процессов, а также при введении новых правил и о делать при их возникновении. инструкций по охране труда, операторы проходят дополнительное обучение и инструктаж.
2.5. Оператор выполняет только те работы, которые на него возложены и предусмотрены планом-заказом на ремонт скважины.
2.6. Операторы обеспечиваются положенными по нормам и правилам средствами индивидуальной защиты. И обязаны пользоваться ими во время работы. Средства индивидуальной защиты должны быть исправными, испытываться в установленные сроки и каждый раз перед пользованием
2.7. При работах на скважинах, выделяющих газ, воизбежание искрообразования, необходимо пользоваться ударным омедненным инструментом или ударный и режущий инструмент обильно смазывать солидолом.
2.8, Применение открытого огня и курение на территории скважины запрещается, курить разрешается только в специально отведенных и оборудованных местах. Проведение огневых работ в процессе ремонта на территории скважины разрешается по наряду — допуску, согласованному с ПЧ.
2.9. При загорании и пожаре немедленно вызвать пожарную охрану через диспетчера цеха, до прибытия пожарной команды тушение пожара производить первичными средствами пожаротушения.
2.10. Эксплуатация неисправного оборудования, механизмов, инструментов, приспособлений, пользование неисправными средствами индивидуальной защиты, а также работа при снятых или неисправных ограждениях, вращающихся частей механизмов — запрещается.
2.11. Оператор обязан знать и уметь, практически применять приемы и способы оказания первой медицинской помощи при несчастных случаях.
2.12. При несчастном случае очевидец (по возможности и сам пострадавший) должен немедленно сообщить мастеру или другому руководителю работ о случившемся, а также вызвать скорую помощь.
2.13. В каждой бригаде должна быть аптечка, укомплектованная необходимыми средствами оказания первой (до врачебной) помощи.
2.14. За несоблюдение требований настоящей инструкции оператор несет ответственность в установленном законом порядке.
3. Требования безопасности перед началом работ
3.1. С целью контроля безопасного проведения работ в бригаде ежедневно должны осуществляться следующие виды контроля:
1-зтап оперативного контроля;
самоконтроль рабочих;
взаимоконтроль рабочих.
1-этап оперативного контроля за состоянием безопасности труда в бригаде должен проводиться в соответствии с положением Единой системы управления охраны труда.
3.2. Оператор перед началом работы обязан ознакомиться с записями в вахтовом журнале о работе предыдущей смены и распоряжениями мастера. Проверить и привести в порядок спец. одежду и другие положенные ему средства индивидуальной защиты. Совместно с оператором предыдущей смены или мастером проверить обслуживаемое оборудование и состояние своего рабочего места, также наличие и исправность предназначенных для предстоящей работы инструментов и приспособлений и разместить их в безопасном и удобном месте.
В случае обнаружения неисправностей принять меры по их устранению. При невозможности устранить неполадки своими силами — доложить об этом мастеру или диспетчеру.
Записать в вахтовом журнале о приеме смены,
3.3. Ежесменно перед началом работ один из членов вахты назначается дежурным по охране труда, который принимает участие в работе 1-ступени оперативного контроля и в течение смены осуществляет контроль за безопасным проведением работ в бригаде,
3.4. До начала следующих видов работ (сложных) необходимо получить от руководителя работ дополнительный инструктаж при:
геофизических операций;
газоопасных и огневых работ;
ремонт скважин, выделяющих сероводород;
термо-газо-химических операций.    продолжение
--PAGE_BREAK--
4. Требования безопасности во время работы.
4.1. при переезде.
4.1.1. Перед переездом мастер бригады обязан проверить трассу передвижения, записать маршрут в спец. журнал с указанием опасных участков дорог и ознакомить с маршрутом всех членов бригады под роспись в журнале.
4.1.2. При выборе трассы уклоны должны быть плавными, боковой уклон не должен превышать 10 градусов.
4.1.3. Переезд через замерзшие реки и мосты разрешается при наличии дорожных знаков и указателей, указывающих допустимую грузоподъемность транспорта и направления движения.
4.1.4. Переезжать на неисправном агрегате запрещается.
4.1.5. Запрещается передвигать агрегат с поднятой мачтой.
4.1.6. Сцепку-расцепку транспортного средства и прицепа должен производить три человека — водитель, рабочий, осуществляющий сцепку, и лицо, координирующее их работу.
4.1.7. Вхождение рабочего-сцепщика в зону между транспортным средством и прицепом разрешается только после полной остановки транспортного средства и принятия мер против его самопроизвольного движения. Дышло прицепного устройства должно иметь откидную стойку.
4.1.8. Запрещается нахождение людей во время переезда на платформе агрегатов и на всех видах транспортируемого оборудования.
4.1.9. Запрещается передвижение оборудования при скорости бокового ветра более 15 м/сек, во время грозы, ливня, сильных снегопадах, гололеде и тумане с видимостью менее 50 метров, а также работы на высоте, по монтажу и демонтажу мачты.
4.2. При подготовительно-заключительных работах.
4.2.1. Территория скважины должна быть спланирована, а в зимнее время очищена от снега и льда.
4.2.2. Приемные мостки устанавливаются горизонтально или с уклоном не более 1:25 при общей длине не менее 8 м.
4.2.3. Приемные мостки должны иметь боковые стойки в количестве не менее трех, предохраняющие трубы от раскатывания. Под стойки приемных мостков установить деревянные подушки.
4.2.4. Стеллажи должны обеспечивать возможность укладки всего комплекта труб и штанг.
4.2.5. Во избежание скатывания труб на мостки под каждый ряд труб следует подкладывать прокладки в количестве не менее трех.
4.2.6. Рабочая площадка должна быть размером 3 Х 4 и высотой не более 1 м. Настил должен быть ровным, без выбоин и щелей более 10 мм. Износ досок настила допускается не более 15% от первоначальной толщины. Допускается устройство рабочей площадки из рефленного металла, при этом сварные секции площадки должны надежно закрепляться между собой. В стесненных условиях (мешает фундамент станка-качалки) при подземном и не сложном капитальном ремонте скважин допускается уменьшение размеров до 2,25 Х 4 м.
4.2.7. Культбудка устанавливается на расстоянии, равном высоте мачты применяемого подъемника, плюс 10 м охранной зоны с наветренной стороны вне пределов охранной зоны линии передач.
4.2.8. Кабеленаматыватель и осветительная установка должны устанавливаться вне пожароопасной зоны, в радиусе не менее 5 м от устья скважины.
4.2.9. Кабельный ролик подвешивается при помощи цепи или специальной канатной подвески на кронштейне, прикрепленном к мачте хомутом и должен страховаться тросом диаметром 8-10 мм.
4.2.10. Кабельные линии к электроприемникам прокладываются по стойкам на высоте не менее 0,7 м от поверхности земли или с помощью тросовой подвески с устройством ворот на высоте не менее 3,5 м для обеспечения свободного проезда технологического транспорта.
4.2.11. Механизмы для свинчивания и развинчивания труб на устье следует устанавливать при помощи талевой системы и монтажной подвески и надежно укреплятьна устьевом фланце шпильками.
4.3. При монтаже и демонтаже агрегатов
4.3.1. Перед началом работ на скважинах, оборудованных СКН, головка балансира должна быть откинута назад или отведена в сторону. 4.3.2. Скважина должна быть заглушена задавочной жидкостью.
4.3.3. Монтаж передвижных агрегатов следует производить согласно требованиям «Технических условий...» под непосредственным руководством мастера при разобранной манифольдной линии скважины и при соблюдении мер, обеспечивающих безопасность труда.
4.3.4. Перед подъемом мачты агрегата необходимо проверить:
исправность подъемных механизмов и каната;
подготовленность и исправность оттяжек, и крепление их к якорям;
знание обусловленных сигналов взаимодействия между членами бригады.
4.3.5. Агрегат устанавливается на горизонтальной площадке размеров 9000×4000 мм так, чтобы обеспечить удобное обслуживание агрегата и возможности наблюдения с пульта управления за работой на устье скважины и движения талевого блока.
4.3.6. Перед началом подъема мачты все работающие, не связанные с подъемом, удаляются в безопасную зону на расстояние не менее высоты мачты плюс 10 м.
4.3.7. Центровка мачты производится домкратами при наличии оттяжек, прикрепленных к якорям (кроме мачт, где оттяжки не предусмотрены).
4.3.8. Оттяжки должны располагаться в диагональных плоскостях, чтобы они не пересекали дорог и линий электропередач.
4.3.9. При монтаже безъякорного агрегата А3-37а должны устанавливаться передний и задние домкраты, упоры под колеса агрегата не менее 4-х, снизить давление воздуха в шинах автомобиля до 0,5 кгс/кв. см, натянуть грузовые оттяжки.
4.3.10. Подъем и выдвижение мачты подъемных агрегатов не разрешается при силе ветра более 15 м/сек, во время ливня, сильногоснегопада и тумана с видимостью менее 50 м. для агрегата АР-32 с безъякорным креплением скорость ветра более 8-10,7 м/сек.
4.4. При спуско-подьмных операциях
4.4.1. Поднимать или спускать трубы и вести ремонтные работы, связанные с расхаживанием инструмента и натяжкой труб не зависимо от глубины скважины, следует с индикатором веса, который устанавливается на высоту не более 3,5 м таким образом, чтобы были видны его показания обслуживающему персоналу.
4.4.2. До разгерметизации устья скважины давление в трубном и затрубном пространствах снизить до атмосферного.
4.4.3. Поднимать элеватор с устья скважины, а также делать посадку его на устье, при подъеме штанг и труб необходимо плавно, не допуская ударов и рывков.
4.4.4. При подъеме труб с жидкостью необходимо пользоваться приспособлением против разливания жидкости (юбкой),
4.4.5. При подъеме труб и штанг рабочие должны сопровождать взглядом движение элеватора.
4.4.6. При перерывах в работе по подъему и спуску штанг и труб, превышающих 30 минут, устье скважины должно быть надежно загерметизировано.
4.4.7. При шаблонировании труб оператор обязан следить за выходом пропускаемого шаблона и находиться сбоку от конца трубы, чтобы избежать удара выходящим шаблоном.
4.4.8. Отвинчивать штанги при заклиненном плунжере глубинного насоса следует только безопасным круговым ключом.
4.4.9. Подъёмный крюк должен свободно вращаться при завинчивании труб и штанг, иметь амортизацию (пружину) и исправную защелку.
4.4.10. При использовании механизмов для свинчивания и развинчивания труб и штанг устьевой фланец не должен превышать по высоте 0,4-0,5 м от пола площадки.
4.4.11. При спускоподъемных операциях запрещается:
приступать к работе при неполном составе вахты;
поднимать груз больше, чем допускается на данное сооружение.
4.4.12. Спуско-подъемные операции при ветре со скоростью 15 м/сек и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 метров — запрещается.
5. Требования безопасности в аварийных ситуациях.
5.1. В случае газонефтепроявлений и открытых фонтанов оператор обязан:
немедленно сообщить мастеру или другому руководителю работ в местную службу по предупреждению возникновения и ликвидации открытых фонтанов;
действовать согласно плана ликвидации нефтегазопроявлений и открытых фонтанов, который имеется в бригаде.
6.Требования безопасности по окончании работ.
6.1. Загерметизировать устье скважины.
6.2. Талевый блок уложить на рабочую площадку.
6.3. Навести порядок на рабочем месте, в инструментальной будке, культбудке.
6.4. С оператором следующей смены проверить исправность оборудования и инструмента и сдать вахту.
4.2 Противопожарная защита
Инструкция по пожарной безопасности при производстве подземного и капитального ремонта скважин.    продолжение
--PAGE_BREAK--
1. Введение.
Обеспечение пожаробезопасных условий труда на производстве возможно только при строгом соблюдении трудовой и производственной дисциплины всеми работающими, точном выполнении правил и инструкций по пожарной безопасности.
Каждый работник при выполнении своих трудовых обязанностей должен быть очень внимательным и выполнять все требования настоящей инструкции.
2.Общие требования.
2.1. Все работники бригад подземного и капитального ремонта скважин должны знать расположение противопожарного инвентаря и средств связи, постоянно держать в исправности и уметь ими пользоваться. Перед началом работы проверить состояние противопожарного инвентаря.
2.2. При возникновении загораний или пожара члены вахты должны действовать в соответствии требований первичных действий бригад по ПКРС при возникновении загораний и пожаров.
2.3. Территория скважины, оборудование и инструмент должны содержаться в чистоте и порядке, не допускать разлива нефти по территории. При подъеме труб с жидкостью иметь желобную систему сбора жидкости.
2.4. Подъемные агрегаты должны устанавливаться с наветренной стороны с таким расчетом, чтобы газ и брызги нефти не попадали на действующий подъемник.
2.5. Запрещается работа на территории ремонтируемой скважины подъемных агрегатов, ходовых тракторов, бульдозеров, ППУ и другой техники без исправного искрогасителя.
2.6. Отогревание замерзшей арматуры, трубопроводов производить только паром или горячей водой. Применение для этих целей открытого огня запрещается.
2.7. Промасленный, либо пропитанный горюче-смазочными материалами обтирочный материал должны сжигаться в пожаробезопасном месте или вывозиться с территории скважины.
2.8. Хранение горюче-смазочных материалов в к/будках, в будках РУ-0,4 кв., а также в открытых тарах запрещается.
2.9. Запрещается мойка полов, стен, чистка оборудования, а также стирка спец. одежды в бензине и других легковоспламеняющихся жидкостях.
2.10. Запрещается вешать и раскладывать одежду и другие предметы для просушки на электронагревательных приборах.
2.11. Сушка спец. одежды производится в сушильных шкафах в развешенном виде.
2.12. Руководитель смены (вахты) при сдаче вахты обязан непосредственно на рабочем месте предупредить руководителя работ следующей смены и записать в вахтовый журнал об имеющихся неисправностях оборудования, инструмента, приспособлений и первичных средств пожаротушения.
2.13. По окончании работы освещение, электропотребляющие приборы и оборудование должны быть отключены.
2.14. Устанавливать в предохранители «жучки» в электропроводке запрещается.
2.15.Скважина должна быть заглушена задавочной жидкостью, т. е. должны быть выполнены все мероприятия по предупреждению возникновения нефтегазопроявлений и открытых фонтанов.
2.16.В пожароопасной зоне в радиусе не менее 25м от устья скважины запрещается:
курить зажигать спички, пользоваться для освещения факелами и разводить костры;
разогревать подъемные агрегаты открытым огнем;
устанавливать подъемные агрегаты на замазученной площадке;
разливать нефть по территории скважины.
2.17.Распоряжением по цеху должны быть назначены ИТР, ответственные за пожарную безопасность.
2.18. Сварочные и другие огневые работы в бригадах подземного и капитального ремонта скважин должны проводиться в соответствии с «Правилами пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ» только после выполнения всех мероприятий, обеспечивающих проведение огневых работ, подтверждаемых подписями ответственных за подготовку и проведение огневых работ, согласно наряда-допуска, подписанного начальником или ведущим инженером цеха и согласованного военизированной пожарной частью.
3. Действия персонала при возникновении пожара.
3.1.Немедленно сообщить через диспетчера цеха в пожарную часть по телефону 01 о загорании с указанием маршрута расположения бригады.
3.2. Организовать тушение пожара имеющимися первичными средствами пожаротушения до прибытия пожарного подразделения.
3.3.Принять меры к эвакуации людей и материальных ценностей.
Влияние на окружающую среду.
При проведении работ ЗАПРЕЩАЕТСЯ:
Работать с открытым огнём в радиусе 50 метров от устья скважины;
Проводить работы на незаземлённом оборудовании.
Линии, проложенные от ёмкости с жидкостью глушения для долива скважин, должны быть герметичными.
Выходящая жидкость из скважины при спуске оборудования должна отводиться в специальную ёмкость для её сбора по герметичным линиям.
5. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
5.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды в условиях ЛУПНПиКРС
Мероприятия по охране окружающей среды
С целью недопущения замазученности:
До начала всех работ на устье скважины должна быть установлена противовыбросовая задвижка, которая до этого проверяется и опрессовывается на давление, равное пробному давлению фонтанной арматуры. После установки задвижка и крестовик вновь опрессовываются на давление, не превышающее допустимого для данной эксплуатационной колонны. Результаты оформляются актом.
Линии, проложенные от ёмкости с жидкостью глушения для долива скважин, должны быть герметичными.
Выходящая жидкость из скважины при спуске оборудовании должна отводиться в специальную ёмкость для её сбора по герметичным линиям.
Общая экологическая безопасность при ремонте скважины.
Технология капитального ремонта скважин в АО «Татнефть» предусмотрена в герметизированном варианте.
Размещение оборудования и работы по ремонту скважин производится на отчуждённой территории размером 0,36 га. В аварийных ситуациях происходит загрязнение устья скважины скважинной и технологической жидкостью. По завершении работы все загрязнения подлежат утилизации, а почвенный слой территории культивируется.
Технологические ремонтные операции производятся по замкнутой схеме с применением земляных амбаров, изолированных полиэтиленовой оболочкой; циркуляционных систем; герметизирующих сальниковых устройств; быстросъёмных трубных соединений, предотвращающих попадания технологических жидкостей и других материалов на почву.
В процессе текущих и капитальных ремонтов используется пресная и техническая вода в качестве жидкости глушения и транспортирующей жидкости при разбуривании цементных мостов, при выполнении работ по интенсификации притока и по промывке скважин. В связи с этим вода загрязняется взвешенными твёрдыми частицами, хим. веществами и нефтью и собирается в циркуляционной системе.
При производстве работ по стимуляции скважин и повышению нефтеотдачи пластов все применяемые хим. вещества, растворители, гели, кислоты в полном объёме закачиваются в продуктивный пласт.
Пресная и техническая вода после использования в технологических процессах отстаиваются в циркуляционных ёмкостях. Выбуренная порода и цемент оседают на дно ёмкостей или герметизированных амбаров. Впоследствии осадок отправляется для намыва в зоны поглощения в бурящихся или ремонтирующихся скважинах. Осветленная отстоявшаяся вода закачивается в систему сбора нефти. Высоковязкие пастообразные смеси, содержащие нефть и нефтепродукты, а также АСПО перерабатываются на специальных установках, или используются в качестве тампонирующего материала для ликвидации зон поглощения при ремонте и бурении скважин, либо закачиваются в поглощающие скважины.
Капельные утечки технической и пресной воды, эмульсий и других материалов из сальниковых устройств и быстросъёмных сооружений трубопроводов могут образовывать отходы: нефтеасфальтосмолопарафинистые вещества до 20,5 кг на 1 ремонт, техническую воду — до 0,1 м3 на 1 ремонт.
Одной из концепций утилизации жидких отходов от технологических процессов нефтедобычи в АО «Татнефть» является их закачка в поглощающие горизонты фаменского яруса. Это осуществляется через специально пробуренные скважины. Для определения скважинной утилизации учтены все методы, применяемые на промыслах Татарстана. Это позволяет определять всевозможные сочетания различных реагентов в жидких отходах и объёмы отходов.
Практически все технологические процессы осуществляются по «разовой» технологии, и потому непродолжительны по воздействию на экосистему. Это сводит к минимуму риск загрязнения окружающей природной среды. Кроме того, все отходы при осуществлении технологических процессов скапливаются на рабочей площадке у устья скважины в виде шлама, загрязнённой почвы и продуктов нейтрализации кислот и щелочей, т. е. в твёрдом или пастообразном состоянии. Жидкие отходы могут быть представлены в виде водных растворов исходных хим. реагентов и вспомогательных жидкостей в самых различных сочетаниях и соотношениях.
Кроме того, жидкие отходы в виде водных дисперсий ПАВ могут образовываться при подготовительно-заключительных операциях: промывке автоцистерн и насосных агрегатов, а также ствола скважины и НКТ.    продолжение
--PAGE_BREAK--
В ходе разработки технологии скважинной утилизации отходов процесса добычи нефти выделен ряд реагентов, отходы которых возможно утилизировать несколькими способами. Во-первых, в индивидуальном порядке в системе ППД для обработки призабойных зон ближайших нагнетательных скважин. При этом исключается необходимость транспортировки их к специальным скважинам для захоронения в поглощающие горизонты.
Кроме того, отходы соляной и плавиковой кислот можно закачивать в скважины, где проводится глинокислотная обработка призабойной зоны скважин. Однако в этом случае концентрации HCL u HF следует довести до 8-10% и 3-5%, соответственно.
Следует иметь в виду, что недопустимая утилизация отходов химических реагентов, при смешивании которых образуются осадки, гели, газы. Это может привести к резкому снижению приёмистости поглощающей скважины. В АО «Татнефть» разработан перечень таких нежелательных сочетаний.
Гидроизоляция земляных амбаров полиэтиленовой оболочкой исключила фильтрацию в грунт технической минерализованной воды и других химических веществ, а следовательно, предотвратила загрязнение подземных горизонтов пресных вод.
Оснащение всех бригад капитального ремонта комплексом этого оборудования позволит исключить использование земляных амбаров и предупредить попадание загрязнений на почву.
В АО «Татнефть» освоено производство устройства, обеспечивающее выполнение ремонтов нагнетательных скважин и скважин, оборудованных вставными насосами, без предварительного глушения. Ведётся разработка подобного устройства для ремонта других видов скважин.
На сегодня срок службы нефтепроводов значительно ниже достигнутых в мировой практике. Для существенного продления его требуются и происходят коренные изменения в стратегии применения защитных мероприятий, как в системе поддержания пластового давления. В результате применения защитных мероприятий порывы напорных нефтепроводов в АО «Татнефть» уменьшились с 0,23 до 0,18 порывов на километр.
С целью предотвращения коррозионного износа нефтяных коммуникаций совершенствуются существующие и разрабатываются новые методы защиты оборудования:
Новые материалы покрытий, менее склонных к накоплению АСПО;
Новые методы удаления АСПО;
Методики контроля осаждения и удаления отложений на нефтепромысловых трубах и насосных штангах;
Методики и организация сервисной службы по диагностике технического состояния трубопроводов;
Производство на базе местного сырья ингибиторов коррозии, бакцирицидов;
Производство новых материалов для повышения качества наружной изоляции и др.
Повысит экологическую безопасность нефтяного оборудования по всей технологической цепочке разработка и внедрение новых технологических решений. К примеру, поиск решения нейтрализации газовых выбросов, образующихся при добыче природных битумов с применением внутрипластового горения. Разработана технология, обеспечивающая очистку газа от сероводорода с получением элементарной серы и дожиганием всех вредных веществ. Внедрение установки позволит снизить выбросы серы на 640 т/год. Решается технология очистки попутного нефтяного газа от сероводорода окислением до элементарной серы на твёрдых катализаторах, разрабатывается технология и оборудование для очистки газа из затрубного пространства скважин с утилизацией его в систему нефтесбора. Внедрение оборудования также позволит существенно сократить выбросы углеводородов и сероводорода в атмосферу. Внедрение технологии улавливания паров лёгких нефтепродуктов, выделяющихся из резервуаров при наливе в автоцистерны, предотвратит выброс более 150 т углеводородов в год.
Охрана недр и очистка сточных вод за период 1998-2004 годов.
Очистка сточных вод осуществляется с применением резервуаров типа РВС с жидкостным гидрофобным фильтром (ЖГФ), буллитов типа ОГ с ЖГФ, буллитов, резервуаров-отстойников и резервуаров, оборудованных дополнительными устройствами для сбора качественных пластовых вод, не нуждающихся в дополнительной очистке. На одном объекте в состав очистных сооружений входит нефтеловушка, которая используется для совместной очистки ливневых стоков, а также сероводородной сточной воды Карабашского битумного завода.
Более 95% очищенных вод используется в системе ППД и около 5% закачивается в глубоко залегающие поглощающие горизонты. Здесь не мало важно совершенствование техники и технологии проведения работ в экологически безопасном режиме. В этом плане в АО «Татнефть» намечен большой комплекс работ.
Разработка и внедрение герметизированных аппаратов по очистке сточных вод для предотвращения вредных выбросов в окружающую среду, например, аппаратов АОСВ 2/2 производительностью 3000 м3/сут, позволит снизить содержание твёрдых взвешенных частиц и нефти в сбрасываемой воде до 20-30 мг/л и даст экономический эффект за счёт сокращения объёмов нефти, сбрасываемой со сточной водой в пласты уменьшит число ремонтов нагнетательных скважин и предотвратит попадание нефти в почву при порывах нефтепроводов.
Оснащение существующих очистных сооружений газоуравнительными линиями исключит выброс углеводородного газа и сероводорода в атмосферу и защитит крыши резервуаров от коррозии.
Дооборудование отстойных резервуаров и буллитов гидрозатворами и другими средствами поддержания уровня наполнения и межфазного уровня на заданных отметках позволит предотвратить возможные переливы сточных вод из буферных ёмкостей.
Осуществляя предварительный сброс и очистку пластовой воды на установках, расположенных вблизи кустовых насосных станций, можно уменьшить протяжённость трубопроводов и нефтепроводов, а также количество энергетических и материальных затрат на внутрипромысловую перекачку продукции скважин и сточных вод.
Практикуется систематический контроль за работой и техническим состоянием очистных сооружений для корректировки технологического регламента их эксплуатации и дооборудования.
В число обязательных и строго контролируемых мероприятий входит своевременное удаление и промышленная переработка нефтешлака, накапливающего в резервуарах и буллитах при очистке сточных вод во избежание загрязнения им территории, прилегающей к площадкам очистных сооружений.
Пути предотвращения загрязнения почв и грунтов нефтепродуктами и сточной водой.
Первостепенное значение в охране почвенных ресурсов нефтедобывающих районов имеет сокращение удельного расхода земель на строительство нефтепромысловых объектов. За последние годы в АО «Татнефть» сократили площади отчуждаемых земель. Так, удельный расход их на обустройство одной скважины уменьшился с 3,53 га в 1970 году до менее одного гектара в настоящее время.
С целью регламентации работ по сохранению и возрождению нарушенного почвенного слоя в АО «Татнефть» подготовлена и издана «Инструкция по почвенному обследованию земель, загрязнённых нефтепромысловыми сточными водами» и «Методические указания по рекультивации земель, загрязнённых нефтепромысловыми сточными водами». Для контроля за содержанием углеводородов в отходах процесса бурения разработана и внедрена «Методика экспресс-определения содержания нефти, экстрагируемой четырёххлористым углеводородом, в твёрдых отходах процесса бурения». Методика может быть использована и при расчётах загрязнения почвы углеводородами. Токсичность нефтесодержащих почв определяется в соответствии с «Методикой определения класса опасности нефтезагрязнённой почвы».
Наиболее перспективной и экологически безопасной является биологическая рекультивация путём использования и активации жизнедеятельности почвенных микроорганизмов и внесения специальных биопрепаратов, содержащих нефтеокисляющие микроорганизмы. Применение его хорошо в комплексе с агрохимическими и агротехническими мероприятиями резко повышает их общую эффективность.
Улучшение охраны и рациональное использование земляных ресурсов нефтедобывающих районов может быть достигнуто на основе внедрения следующих мероприятий:
1. Сокращение объёмов ежегодно отводимых земель для бурения скважин и нефтепромыслового строительства. Это обеспечивается за счёт увеличения объёмов кустового бурения, рационального размещения устьевого оборудования при бурении и ремонте скважин.
2. Осуществление комплекса экономических и административных мер против загрязнения и порчи земель замазучиванием, засолонением и наездами.
3. Совершенствование методов рекультивации земель и составление технологической документации. Создание специализированного сервисного подразделения и проведение биотехнологической рекультивации земель, загрязненных нефтью и нефтепродуктами.
4. Разработка приёмов рекультивации почв смешанного типа загрязнения.
5. Совершенствование и удешевление технологий восстановления замазученных и засоленных земель.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
А. Д. Амиров, С. Т. Овнатанов, А. С. Яшин, «Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин»
В. А. Харьков, «Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин»
Л. С. Каплан, А. Л. Каплан, «Справочное пособие нефтяника» 2 часть. Уфа, 2004 г.
Ю. М. Басарыгин, В. Ф. Будников, А. И. Булатов, «Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации», М., Недра, 2002 г.
Техника, технология и экономика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Татарстана в начале 21 века. Том 2, М., 2004 г.
В. А. Блажевич, Е. Н. Умрихина, В. Г. Уметбаев «Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений», М., «Недра».
И. И. Клещенко, А. В. Григорьев, А. П. Телко «Изоляционные работы по заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин», М., «Недра», 1998 г.
А. Ю. Юмадилов «Изоляция пластовых вод» М., «Недра».