Файл: 2 Технико технологический раздел 1 Виды и причины нарушения герметичности эксплуатационных колонн.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 01.12.2023
Просмотров: 80
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
2 Технико – технологический раздел
2.1 Виды и причины нарушения герметичности эксплуатационных колонн
Изучению видов и причин нарушений обсадных колонн уделено большое внимание как в отечественной, так и в зарубежной литературе. Основные факторы, определяющие потерю герметичности обсадных колонн, можно разделить на четыре группы: геологические, технико-экономические, физико-механические и субъективные.
Первая группа факторов характеризуется частыми обвалами стенок ствола скважины, выбросом бурового раствора, воды, нефти и газа, смятием промежуточных и эксплуатационных колонн, аномально высокими пластовыми давлениями, наличием высоких пластовых температур, набуханием породы (в т. ч. в продуктивных пластах), пробкообразованием, высокой сейсмической активностью.
Главнейшие факторы второй группы -- не соответствующие условиям конструкции скважин, способ бурения, качество и компоновка применяемых обсадных труб, скорость и способ спуска, технология цементирования обсадной колонны, продолжительность работы в обсадной колонне, технология оборудования устья скважин, освоения, эксплуатации, ремонтные работы, искривление ствола скважины.
К основным параметрам третьей группы факторов относятся: прочность, проницаемость, коэффициент линейного расширения, пластичность тампонажного камня; прочность, коррозионная и абразивная стойкость материала труб; коэффициент линейного расширения горных пород; технологические свойства фильтрационной корки.
Четвертая группа факторов в основном зависит от организации производства, опыта и квалификации исполнителей. Однако их роль в потере герметичности обсадных колонн велика. К ним относятся нарушение организации процесса спуска обсадной колонны, подача на буровую некачественных труб, неточный расчет обсадной колонны, несвоевременный долив промывочной жидкости при спуске колонны.
Схема классификации повреждений обсадных колонн выглядит следующим образом:
1-я группа - дефекты металлургического производства (нарушения обсадных труб при изготовлении);
2-я группа - дефекты, возникающие при нарушениях правил погрузки, разгрузки, перевозки и хранения труб (нарушения обсадных труб при транспортировке и хранении);
3-я группа - дефекты, появляющиеся в процессе эксплуатации (нарушения осадных труб при эксплуатации).
К типичным (часто встречающимся) видам нарушения герметичности обсадных колонн в скважинах можно отнести: раковины коррозионного и эрозионного износа (отверстия); продольные, поперечные, полые порывы, порезы (трещины); некачественную геометрию и недовинчивание резьбовых соединений; перфорацию труб и пр.
Количество и номенклатуру нарушений обсадных колонн можно значительно уменьшить, если строго соблюдать технологический процесс бурения скважин; применять обсадные трубы с антикоррозионным и термостойким покрытием; использовать предохранительные кольца, центраторы на бурильных и насосно-компрессорных трубах; применять защитные оболочки для долот при спуске их в забой и др.
2.2 Определение герметичности обсадной колонны
Герметичность колонны определяют двумя способами:
а) способом опрессовки (создания избыточного давления на колонны).
б) способом снижения уровня.
Эта операция предусматривает предварительную изоляцию фильтровой части колонны (интервал продуктивного горизонта).
Если скважина заполнена буровым раствором или другой вязкой жидкостью, их заменяют водой. Для испытания колонны способом опрессовки устье скважины оборудуют специальной головкой и манометром.
Жидкость в колонну нагнетают с такой скоростью, чтобы обеспечить плавное увеличение давления. Давление на устье должно быть на 20% больше, чем ожидаемое максимальное давление после освоения скважины.
В зависимости от степени износа колонны и характера ремонтируемой скважины значение этих давлений могут быть изменены, что указывается в наряде на производство работы. Если в каком-либо сечении колонны возможно возникновение напряжений, превышающих допустимые для обсадных труб, опрессовку проводят секциями с помощью пакеров. Результаты испытания положительны и колонна считается выдержавшей испытание на герметичность, если перелив жидкости и выделения газа из колонны отсутствует, а давление в течение 30 минут не снижается или снижается не более чем на 0,5 МПа, если давление испытания выше 7 МПа и 0,3 МПа, если ниже 7 МПа.
В случае превышения указанных показателей принимают меры по обеспечению герметичности колонны (крепление вращением), проверяют наличие пропуска во фланцах устьевой арматуры, верхней муфты, обвязке ЦА и пр., после чего испытание повторяют. Если нагнетанием жидкости контрольные значения давлений не достигаются, то колонна считается негерметичной.
Для испытания способом снижения уровня, столб жидкости в обсадной колонне снижают с помощью скважинных насосов, желонками, свабированием.
Уровень необходимо снизить до таких пределов, чтобы оставшийся в скважине столб жидкости создавал давление по величине на 20% меньше того, при котором был вызван приток в процессе опробования эксплуатационного объекта.
Уровень не должен быть выше того, при котором возможен приток из объекта, подлежащего опробованию или рекомендуемых следующих значений.
Колонна считается герметичной, если в течение 1 часа не наблюдается перелива жидкости или выделения газа, а также, если уровень жидкости, сниженной до глубины Н за 8 часов наблюдения не поднимается выше величин, указанных в таблице для колонн диаметром D = 114 - 219мм и D свыше 219мм
| H,м | до 400 | 400-600 | 600-800 | 800-100 | более 1000 |
| D = 114-219 мм | 0,8 | 1,1 | 1,4 | 1,7 | 2,0 |
| Свыше 219 мм | 0,5 | 0,8 | 1,1 | 1,3 | 1,5 |
Если в течении 8 часов высота подъема жидкости будет больше значений рекомендованных в таблицах, колонна считается не герметичной.
Восстановление герметичности (в зависимости от характера дефекта и приемистости скважины) производится цементированием под давлением, либо механическим перекрытием обсадными трубами или специальными устройствами.
Без изоляции продуктивного горизонта опрессовку колонны или отдельных её интервалов можно осуществить с помощью пакера. Пакер на колонне бурильных труб или НКТ спускают в скважину и устанавливают выше фильтра. Перед спуском пакера состояние эксплуатационной колонны проверяют шаблоном, диаметр и длина которого соответствуют диаметру и длине пакера. Устье скважины герметизируют, а в межколонном пространстве между промывочными трубами и эксплуатационной колонной создают необходимое для испытания давление и фиксируют его изменения манометром в течении 30 минут. Устье скважины герметизируют путём подвески колонны НКТ к трубной головке установленной на крестовину фонтанной арматуры или установкой специальной цементировочной головки. Головки цементировочные предназначены для обвязки устья нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин с целью:
- быстроразъёмного и герметичного соединения обсадной колонны с нагнетательными линиями цементировочных агрегатов или буровых насосов;
- предварительного размещения, фиксирования и последующего освобождения разделительных цементировочных пробок и управляющих элементов для устройств ступенчатого и манжетного цементирования;
- быстрого и беспрепятственного пуска в колонну через головку падающих пробок-бомб управления движением рабочих потоков буферной жидкости, бурового и тампонажного растворов по отношению к разделительным пробкам и управляющим элементам.
Рис.1 «Цементировочная головка типа ГЦУ»
1 - корпус; 2 - крышка; 3 - гайка накидная; 4 - винтовое стопорное устройство; 5 - стержни для выравнивания давления в над- и подпробочном пространствах; 6 - разделитель; 7 - манометр; 8 - патрубок; 9 - нижний кран; 10 - верхний кран; 11 - гнездо конуса быстроразъемного соединения (БРС); 12 - переводник.
На устье скважины навинчивают цементировочную головку с приложением необходимого для герметизации крутящего момента. Затем внутрь головки помещают и фиксируют стопорными устройствами продавочную пробку, устанавливают крышку головки, подсоединяют трубопроводы цементировочных агрегатов к отводам головки. Закрывают краны и производят опрессовку трубопроводов на давление в 1,5 раза выше ожидаемого рабочего. После стравливания давления, краны 9 на нижних отводах головки открывают и закачивают в колонну тампонажный раствор. При значительной разнице плотностей закачиваемого раствора и раствора в скважине образуется перепад гидростатического давления, при котором наблюдается понижение уровня тампонажного раствора в колонне, образуя над ним свободное пространство.
Заполнение его поступающим в колонну раствором, как правило, не происходит в связи с недостаточной подачей цементировочных насосов. Образованный при этом вакуум создает перепад давлений, действующий на подавочную пробку, зафиксированную в цементировочной головке. Нагрузка на пробку, созданная этим перепадом, часто приводит к ее разрушению или деформации, что, в конечном счете, создает серьезную проблему. С целью предотвращения разрушения пробки необходимо уравновесить давление воздуха в надпробочном и подпробочном пространствах. Для этой цели служат стержни 5, которые расположены внутри головки и в небольшой степени отгибают манжеты продавочной пробки, тем самым соединяя подпробочное и надпробочное пространства.
После закачивания в колонну расчетного объема тампонажного раствора освобождают цементировочную пробку, отвинчивая винтовые стопорные устройства, закрывают нижние краны 9 и открывают кран 10 на верхнем отводе головки, через который начинают нагнетать в колонну продавочную жидкость. Для контроля давления жидкости в колонне предусмотрен манометр 7. Крепление манометра к головке обеспечено посредством разделителя 6, предотвращающего засорение его твердыми частицами, которыми насыщен буровой или цементный растворы.
Основные требования к цементировочным головкам заключаются в следующем:
* соответствие давлению, на которое рассчитаны соответствующие по диаметру обсадные трубы самой высокой прочности;
* высота цементировочной головки должна быть достаточной для помещения в ней верхней разделительной пробки и снабжена стопорным устройством для надежной ее фиксации;
* все отводы для подсоединения кранов должны быть рассчитаны на прочность от ударных нагрузок, создаваемых пульсацией напорного трубопровода от цементировочных агрегатов (насосных установок).
Состояние и проверка проходного сечения обсадных колонн обследуется шаблонами и печатями различных конструкций.
2.3 Шаблоны и печати
Спускают на бурильных трубах, НКТ или канатными методами. Инструменты, предназначенные для спуска на трубах, в верхней части имеют присоединительную резьбу, а по оси корпуса предусмотрено сквозное продольное отверстие, через которое прокачивается жидкость. Для спуска канатными методами инструменты оснащены соединительными головками. При спуске на трубах необходимо фиксировать нагрузку с применением соответствующих приборов. Если шаблон (печать) остановился на какой-либо глубине, то его поднимают.
Рис. 2
На рис. 2 представлен шаблон, собранный из нескольких калибрующих узлов 1, соединенных между собой муфтой 2. Спускается в скважину на кабеле-канате. Каждый калибрующий узел состоит из полого корпуса 5, на котором смонтирован упор 6. На корпус навернут конус-расширитель 9, с которым взаимодействуют калибрующие кольца, образованные сегментными сухарями 11 с установленными на них кольцевыми пружинами 12. Сухари посажены на опорный диск 13 и подпружинены пружиной сжатия 14.
Калибрующие узлы соединяют один с другим до необходимой длины. Конус-расширитель фиксируется в корпусе винтами 10 на определенный диаметр. Самопроизвольное увеличение диаметра ограничивает упор 6 под действием пружины сжатия. В случае прихвата устройства под натяжением вверх корпус с конусом-расширителем смещается в осевом направлении относительно заклиненных сухарей, которые под действием кольцевых пружин сжимаются, уменьшая диаметр калибрующих колец. Шаблон от прихвата освобождается.