Основы технологии подземного и капитального ремонта скважин

 Комбинированное тампонирование применяют в случаях, когда перед прямым тампонированием не удается восстановить циркуляцию из-за наличия в разрезе одной или нескольких зон поглощений. Первую порцию тампонажного раствора закачивают прямым способом через отверстия, а вторую — обратным.

 В случае если установлена негерметичность  обсадной колонны в интервале  спецотверстий, производят дальнейшие работы по ликвидации негерметичности с применением стальных гофрированных пластырей. 

 Устранение  негерметичности  обсадной колонны

  

 Тампонирование

 Работы  по устранению негерметичности обсадных колонн включают изоляцию сквозных дефектов обсадных труб и повторную герметизацию их соединительных узлов (резьбовые соединения, стыковочные устройства, муфты ступенчатого цементирования)

• Останавливают и глушат скважину.
• Проводят исследования скважины.
• Проводят обследование обсадной колонны.
• Выбирают технологическую схему проведения операции, тип и объем тампонажного материала.
• Ликвидацию каналов негерметичности соединительных узлов производят тампонированием под давлением.
• В случае достоверной информации о негерметичности резьбового соединения используют метод установки металлического пластыря.

 

 Тампонирование  негерметичных резьбовых  соединений обсадных колонн.

• В качестве тампонирующих материалов используют фильтрующие полимерные составы, образующие газонепроницаемый тампонажный камень или гель.
• Использование цементных растворов для работ указанных выше запрещается.

 

 В случае если в скважине межколонных проявлений не наблюдалось, а негерметичность  выявлена при гидроиспытании, башмак НКТ устанавливают на 5—10 м выше искусственного забоя или цементного моста, расположенного над интервалом перфорации. В качестве тампонирующего материала используют гелеобразующие составы.

 При не установленном  интервале негерметичности обсадной колонны применяют метод тампонирования под давлением с непрерывной (или  остановками) прокачкой тампонирующей  смеси по затрубному пространству.

 В случае, если в процессе эксплуатации наблюдались межколонные проявления, после отключения интервала перфорации башмак НКТ устанавливают на 200-300 м выше нижней границы предполагаемого интервала негерметичности.

 В случае если величина межколонного давления больше 4 МПа, в качестве тампонирующих материалов допускается использование отверждающихся составов.

 В фонтанирующих  скважинах допускается применение извлекаемого полимерного состава. 

 Изоляцию  сквозных дефектов обсадных колонн осуществляют, если:

• замена дефектной части колонны или перекрытие ее трубами меньшего диаметра технически невозможны;
• зона нарушения обсадной колонны расположена более чем на 500 м выше интервала перфорации. В этом случае устанавливают дополнительный цементный мост высотой не менее 5 м в интервале на 20—30 м ниже дефекта.

 При наличии  в колонне нескольких дефектов тампонирование каждого дефекта производят последовательно сверху вниз, предварительно установив под очередным нарушением на расстоянии от 20 до 30 м разделительный мост высотой не менее 5 м.

• При приемистости дефекта колонны более 3 м³/(ч • МПа) предварительно проводят работы по снижению интенсивности поглощения.
• При приемистости 0,5 м³/(ч • МПа) в качестве тампонажного материала используют полимерные материалы.

 При тампонировании под давлением лишний объем тампонажного раствора из зоны дефекта не удаляют.

 На период отверждения тампонажного материала  скважину оставляют под избыточным давлением от 40 до 60% от достигнутого при продавливании тампонажного раствора.

 Определяют  местоположение установленного моста и разбуривают его, оставляя толщиной не менее 3 м над дефектом. 

 Перекрытие  дефекта обсадной колонны трубами меньшего диаметра производят в случаях, если:

• замена дефектной части обсадной колонны технически невозможна;
• метод тампонирования не обеспечивает необходимой герметичности обсадной колонны;
• обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение которых технически невозможно или экономически нецелесообразно;
• по условиям эксплуатации скважины допускается уменьшение проходного сечения колонны.

 Оценка  качества работы:

• При испытании отремонтированного интервала газом межколонные проявления должны отсутствовать;
• качество РИР без отключения перфорированной зоны оценивают по результатам изменения межколонного давления при освоении и эксплуатации скважины;
• при определении показателя долговечности (среднего срока службы изолирующего тампона) устанавливают ежемесячный контроль за эксплуатацией скважин.

 

 Установка стальных пластырей 

 Пластырь  из тонкостенной  трубы  ст10 с  толщиной стенки 3 мм позволяет обеспечить герметичность эксплуатационной обсадной колонны при избыточном внутреннем давлении до 20 МПа и депрессии до 7-8 МПа. Стандартная длина пластыря 9 м. Может быть применен пластырь длиной до 15м, сваренный на производственной базе, а также секционный сварной пластырь большей длины, свариваемый над устьем скважины.

 Предусматривается следующая последовательность операций:

• После глушения скважины поднимают НКТ и другое скважинное оборудование.
• Устанавливают в обсадной колонне на 50-100 м выше интервала перфорации цементный мост.
• При необходимости доставляют на скважину комплект НКТ или бурильных труб грузоподъемностью на 250 кН выше усилия, создаваемого весом колонны труб, спущенных до ремонтируемого интервала.
• Производят гидроиспытания труб на избыточное давление не менее 15 МПа с одновременным шаблонированием их шаром диаметром не менее 36 мм.
• Определяют глубину, размеры и характер нарушения обсадной колонны:

• геофизическими методами — интервал нарушения;
• поинтервальным гидроиспытанием с применением пакера — размеры нарушения с точностью ±1 м;
• боковой гидравлической печатью ПГ-2 (ТУ 39-1106-86) уточняют размеры и определяют характер нарушения.
• Очищают внутреннюю поверхность обсадной колонны в интервале ремонта от загрязнений гидравлическим скребком типа СГМ
• Производят шаблонирование обсадной колонны:
• в колонне диаметром 146 мм используют шаблон диаметром 121 мм и длиной 400 мм;
• в колонне диаметром 168 мм используют шаблон диаметром 140 мм и длиной 400 мм;
• для шаблонирования участка колонны, расположенного ниже ранее установленного пластыря, муфты МСУ или другого сужения ствола скважины, может быть использован гидромеханический шаблон ШГ-1 соответствующего диаметра.

• Замеряют внутренний периметр обсадных труб в интервале установки пластыря с помощью измерителей периметра ИП-1, опускаемых на НКТ или бурильных трубах.

 Сборку  и подготовку устройства для запрессовки пластыря (дорна) и продольно-гофрированных труб производят на базе производственного обслуживания.

 Дорны и  многолучевой продольно-гофрированный  пластырь типа ПМ для ремонта эксплуатационных обсадных колонн должны соответствовать требованиям ТУ 39-01-08-466-79.

 Транспортирование дорна производят в собранном виде. Запрещается сбрасывать дорны и пластыри при их разгрузке с автомашины.

 Дорн должен быть оборудован клапанами для долива и слива жидкости.

 При работе на загрязненных жидкостях целесообразно  над дорном устанавливать пескосборник.

 Длина пластыря выбирается исходя из размеров поврежденного участка обсадной колонны. Длина пластыря должна быть не менее чем на 3 м больше длины повреждения. В большинстве случаев используются пластыри стандартной длины (9 м), при необходимости — удлиненные сварные.

 Наружный  периметр продольно-гофрированных  заготовок пластыря выбирают, исходя из результатов замеров внутреннего периметра обсадной колонны и толщины стенки ее в интервале ремонта.

 На производственной базе и перед спуском в скважину на наружную поверхность продольно-гофрированных заготовок пластыря наносится слой герметика. 

 Технология  установки стального пластыря в обсадной колонне в общем, виде следующая:

• на устье скважины собирают дорн с продольно-гофрированной трубой;
• дорн с заготовкой пластыря спускают на НКТ или бурильных трубах и устанавливают в интервале нарушения обсадной колонны;
• соединяют нагнетательную линию со спущенной колонной труб, с помощью насоса цементировочного агрегата создают давление и производят запрессовку пластыря;
• приглаживают пластырь дорнирующей головкой при избыточном давлении 12 МПа не менее 4-5 раз;
• не извлекая дорн из скважины, спрессовывают колонну; при необходимости приглаживание повторяют;
• поднимают колонну труб с дорном, осваивают и вводят скважину в эксплуатацию по утвержденному плану.

 Оценку  качества работ производят в соответствии с требованиями действующей инструкции. 

 Крепление слабосцементированных  пород в ПЗП 

 Креплению слабосцементированных пород в  призабойной зоне подлежат скважины, эксплуатация которых осложнена  выносом песка.

 Для борьбы с выносом песка, в зависимости  от конкретных геолого-технических  условий, применяют следующие технические приспособления и материалы:

 1) установка  фильтров;

• заполнение заколонного пространства гранулированными материалами или отсортированным песком;
• термические и термохимические способы;
• металлизация;
• синтетические полимеры;
• песчано-смолистые составы;
• пеноцементы.

 Крепление призабойной зоны с использованием вяжущих материалов осуществляют методом консолидации пластового песка, заполнением заколонного пространства (каверн) растворами, после отверждения, которых образуется проницаемый пласт. При наличии в призабойной зоне скважины каверны (выработки) ее перед креплением заполняют отсортированным кварцевым песком.

 Выбор и  подготовку скважин для ремонта  осуществляют в соответствии с действующим РД по технологии крепления призабойной зоны. 

 Подготовительные  работы.

• Определяют температуру в зоне тампонирования.
• Определяют содержание механических примесей в продукции.
• Определяют дебит и содержание воды в продукции.
• В зависимости от температуры в зоне тампонирования выбирают соответствующий материал.
• Устанавливают на скважине емкость с перемешивающим устройством для приготовления и накопления тампонажного раствора, подъемные средства А-50 или Азинмаш-43, цементировочный агрегат ЦА-320 М.
• Останавливают и глушат скважину.
• Спускают НКТ до забоя и промывают ствол скважины.
• Если в процессе промывки скважины наблюдается поглощение в интервале продуктивного пласта, то в заколонную выработку (каверну) намывают песок до восстановления циркуляции, при обратной промывке удаляют с забоя скважины остатки песка.
• Проверяют скважину на приемистость при закачивании в пласт нефти или пластовой воды. В случае необходимости проводят мероприятия по увеличению приемистости скважины.
• Подготавливают в емкости с перемешивающим устройством тампонажный раствор. Проверяют показатели качества.