Основы технологии подземного и капитального ремонта скважин

 

ПОВЫШЕНИЕ  НЕФТЕОТДАЧИ  ПЛАСТОВ

Таблица 4

 
 

Исправление смятых участков эксплуатационных колонн 

• Исправление смятого  участка эксплуатационной колонны производят с помощью набора оправок, справочных долот или грушевидных фрезеров.
• Диаметр первого спускаемого справочного инструмента должен быть на 5 мм меньше диаметра обсадной колонны на участке смятия. Диаметр последующего справочного инструмента должен быть увеличен не более чем на 3—5 мм.
• Исправление смятого участка обсадной колонны с помощью оправочных долот производят при медленном проворачивании их не более чем на 30 .Осевую нагрузку при этом выбирают в зависимости от диаметров обсадных и бурильных труб (табл. 4).
• Исправление смятого участка обсадной колонны с использованием грушевидных фрезеров производят при медленном проворачивании и осевом нагружении на инструмент в соответствии с табл. 4. Не допускается применение фрезеров с твердосплавными наплавками на их боковой поверхности.

Таблица 5

Выбор осевой нагрузки на справочное долото в  зависимости

от  размеров обсадных и  бурильных труб 

 

• Контроль качества работ производят с помощью оправочного инструмента, диаметр которого обеспечивает свободное прохождение в колонне плоской свинцовой печати или специального шаблона.

 

 Ремонтно-изоляционные работы 

 Отключение  пластов или их отдельных интервалов.

 Изоляционные  работы проводят методом тампонирования под давлением без установки пакера через общий фильтр или с установкой съемного или разбуриваемого пакера через фильтр отключаемого пласта:

• производят глушение скважины;
• спускают НКТ с «пером» или пакером (съемным или разбуриваемым);
• при отключении верхних или промежуточных пластов выполняют операции по предохранению нижних продуктивных пластов (заполняют ствол скважины в интервале от искусственного забоя до отметки на 1,5-2,0 м ниже подошвы отключаемого пласта песком, глиной или вязкоупругим составом, устанавливают цементный мост или взрыв-пакер);
• производят гидроиспытание НКТ или НКТ с пакером;
• определяют приемистость вскрытого интервала пласта. Если она окажется менее 0,6 м³/(ч • М Па), проводят работы по увеличению приемистости изолируемого интервала (например, обработку соляной кислотой);
• выбирают тип и объем тампонажного раствора;
• приготавливают и закачивают под давлением в заданный интервал тампонажный раствор и оставляют скважину на ОЗЦ. Срок ОЗЦ устанавливают в зависимости от типа тампонажного раствора. По истечении срока ОЗЦ производят проверку моста и гидроиспытание эксплуатационной колонны;
• при необходимости производят дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта;
• при отключении верхних и промежуточных пластов, эксплуатация которых осуществляется при депрессии на пласт более 2 МПа, после проведения тампонирования под давлением интервал префорации перекрывают дополнительно металлическим пластырем.

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

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

 Исправление негерметичности  цементного кольца.

• Производят глушение скважины
• Оборудуют устье скважины с учетом возможности осуществления прямой и обратной циркуляции, а также расхаживания труб.
• Поднимают НКТ и скважинное оборудование
• Проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований.
• Определяют приемистость флюидопроводящих каналов в заколонном пространстве и направление движения потока, а также степень отдачи пластом поглощенной жидкости.

 Анализируют геолого-технические характеристики пласта и работу скважины:

• величину кривизны и кавернозности ствола скважина;
• глубину расположения центраторов и других элементов технологической оснастки обсадной колонны;
• температуру и пластовое давление;
• тип горных пород;
• давление  гидроразрыва;
• дебит скважины;
• содержание и гранулометрический состав механических примесей в продукции;
• химический состав изолируемого флюида.

 Проверяют скважину на заполнение и определяют приемистость дефектной части крепи при установившемся режиме подачи жидкости.

 Производят  оценку объема отдаваемой пластом жидкости.

     За 3-5 суток до  осуществления работ проводят лабораторный анализ тампонажного состава в условиях ожидаемых температуры и давления. Время начала загустевания тампонажного состава должно быть не менее 75 % от расчетной продолжительности технологического процесса.

  При исправлении  негерметичности цементного кольца, расположенного над продуктивным пластом, проводят дополнительные подготовительные операции.

  Создают спецотверстия на участке высотой 1 м (5-10 отверстий) над эксплуатационным фильтром против плотных пород.

  Перекрывают интервал перфорации (в интервале продуктивного пласта) песчаной пробкой и сверху слоем глины высотой 1 м над песчаной пробкой или взрыв-пакером типа ВП, устанавливаемым на 2-3 м выше верхних перфорационных отверстий, но не менее чем на 2 м ниже спецотверстий.

  Если  тампонирование проводят через эксплуатационный фильтр, то его перекрывают песчаной пробкой из расчета, что 1 м верхней части фильтра остается неперекрытым.

  Замеряют  глубину установки песчаной пробки (взрыв-пакера).

     Определяют приемистость изолируемого объекта.

 Спускают  и устанавливают башмак заливочной колонны в зависимости от приемистости объекта:

• при приемистости  1.5 м³/(ч · МПа) – на 20 м выше спецотверстий;
• при приемистости менее 1,5 м³/ (ч • МПа) — на 1,0-1,5 м ниже спецотверстий.

 Производят гидроиспытание колонны НКТ и пакера.

 Приготавливают, закачивают и продавливают тампонажный  раствор в заданный интервал:

• при приемистости скважины до 2 м^з/(ч•МПа) применяют цементный раствор или его комбинацию с полимерными составами;
• при приемистости более 2 м³/(ч • МПа) предварительно снижают интенсивность поглощения с применением различных наполнителей.

 По истечении  установленного срока ОЗЦ проверяют  эксплуатационную колонну на герметичность.

 Разбуривают цементный мост.

 Вымывают  из скважины песчаную пробку.

 Оценивают качество РИР с помощью геофизических  и гидродинамических методов  исследований.

 При исправлении  негерметичности цементного кольца, расположенного ниже эксплуатационного объекта (пласта), РИР проводят через фильтр нижнего объекта или через специальные перфорационные отверстия.

 Если РИР  проводят через фильтр нижнего эксплуатационного  объекта, башмак НКТ устанавливают на 1,0—1,5 м ниже фильтра.

 Если РИР  планируют проводить через специальные  перфорационные отверстия, то эти отверстия  простреливают или в зоне ВНК, или в интервале плотного раздела между нижним эксплуатационным и нижележащим водоносным пластами. Башмак НКТ устанавливают на 1.0-1.5 м ниже интервала специальных перфорационных отверстий. При использовании при этом пакера, его резиновый элемент устанавливают между подошвой нижнего пласта и интервалом специальных отверстий.

 После окончания  тампонирования удаляют излишний объем  тампонажного раствора из НКТ обратной промывкой, поднимают НКТ на 50—100 м и скважину оставляют на ОЗЦ. 

 Наращивание цементного кольца за обсадной колонной

 1) параметры  глинистого и цементного растворов,  использованных при первичном  цементировании;

 2) наличие  и интенсивность поглощения в  процессе бурения скважины;

 Останавливают скважину и определяют динамику восстановления давления в межколонном пространстве.

 Производят  глушение скважины.

 Шаблонируют эксплуатационную колонну до глубины  на 100—200 м ниже расположения цементного кольца за обсадной колонной.

 Устанавливают цементный мост над интервалом перфорации и по истечении срока ОЗЦ проверяют прочность цементного моста при разгрузке НКТ с промывкой.

 При наличии  зон поглощений проводят изоляционные работы для снижения их интенсивности.

 Выбирают  тип тампонажного материала в  зависимости от интенсивности поглощения с учетом геолого-технических и температурных условий. В скважинах, в которых возможен гидроразрыв пласта, следует использовать облегченные тампонажные растворы.

 При прямом тампонировании через специальные  отверстия на заданной глубине в  обсадной колонне простреливают отверстия, промывают скважину до полного удаления остаточного объема старого бурового раствора, закачивают расчетный объем тампонажного раствора, поднимают НКТ на 50-100 м и оставляют скважину на ОЗЦ. Определяют верхнюю границу цементного кольца за обсадной колонной. Разбуривают цементный стакан в обсадной колонне и проверяют ее на герметичность.

 Обратное  тампонирование применяют в случаях, когда над наращиваемым цементным  кольцом находится интенсивно поглощающий пласт. Тампонажный раствор с закупоривающими наполнителями закачивают в заколонное пространство с устья.