Ремонт и обслуживание скважин и оборудования для бурения (стр. 11 из 24)

- Изолировать продуктивные горизонты друг от друга в интервале спуска экс.колонны или хвостовика при зарезке и бурении второго ствола.

- Закрепить призабойную зону скважины с целью уменьшения пробкообразования.

Основное требование к технологии – обеспечение закачки рабочих растворов изоляционного агента в скважину и продавливание в изолируемый интервал. Это достигается за счет исключения из технологии условий и операций, способствующих разбавлению рабочих растворов, а так же в результате заполнения скважины однородной по плотности жидкости; применение рабочих растворов плотностью большей, чем плотность жидкости, заполняющей скважину; использования разбуриваемых пакеров.

Тампонирование под давлением через обсадную колонну

Применяют для изоляции сквозных дефектов обсадных колонн и наращивание цементного кольца за ними, а так же для тампонирования каналов межпластовых перетоков между непродуктивными горизонтами.

На колонный фланец герметично крепят устьевую арматуру, через которую цементный раствор закачивают в колонну и затем продавливают в изолируемую зону под давлением. Скважину оставляют в покое на период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) под воздействием достигнутого давления или предварительно снизив его (не более 50 Атм./мин) до планируемого.

Для устранения негерметичности обсадных колонн, когда местоположение дефекта не установлено, применяют тампонирование под давлением с непрерывной прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству скважины. Для этого, нижний конец НКТ устанавливают на 5 -10 м выше искусственного забоя. В качестве материала используют гелеобразующие отверждающиеся полимерные тампонажные материалы. Приготовленную смесь закачивают в затрубное пространство, не превышая допустимого давления в колонне. По мере перехода раствора из затрубного пространства НКТ постепенно уменьшают подачу насосов, снижают давление прокачки на 20 – 30% ниже первоначального и вымывают излишки смеси на поверхность. Поднимают НКТ, и скважину оставляют на ОЗЦ.

Установка цементного моста

При установке цементных мостов в непоглощающих скважинах, прежде всего их промывают в течении 1,5 – 2 циклов для выравнивания плотностей промывочной жидкости в НКТ и в затрубном пространстве. Приготовленный объем цементного раствора закачивают в НКТ и продавливают промывочным раствором до равновесия столбов жидкости в НКТ и затрубном пространстве. Объем продавочной жидкости определяется следующим образом: путем деления объема закачанного в НКТ цементного раствора (в литрах) на объем одного метра экс.колонны (в литрах) определяют высоту столба, которую займет цементный раствор в колонне. Затем эту величину вычитают из общей длины спущенной в скважину НКТ. Полученную величину умножают на объем 1 м НКТ и определяют объем продавочной жидкости.

Башмак НКТ поднимают до верхней границы устанавливаемого моста и излишки цементного раствора вымывают. Затем НКТ поднимают на 20 -30 м, скважину заполняют и ожидают затвердевание цемента. По истечении времени ОЗЦ проверяют глубину расположения моста и его прочность посадкой НКТ, а герметичность моста – опрессовкой.

Перед установкой цементных мостов в поглощающих скважинах (приемистость более 7 м³/(ч

МПа)) должны быть приняты меры по ограничению поглотительной способности пластов. Для этого используют измельченные, закупоривающие материалы с размерами частиц 5 – 10 мм (древесные опилки, волокно и т.д.). В качестве жидкости-носителя применяют глинистый раствор, водоцементная суспензия и водоглинистая суспензия. Закачивание закупоривающего материала продолжают до восстановления полной циркуляции. После этого сразу устанавливают цементный мост.

Классификация пластовых вод

По отношению к продуктивным нефтегазоносным горизонтам пластовые воды подразделяются:

- Верхняя и нижняя воды залегают в пластах выше и ниже нефтяного пласта

- Контурная (краевая и крыльевая) вода залегает в пониженной части нефтяного пласта.

- Подошвенная вода в отличие от контурной располагается по всему пласту, занимая нижнюю часть его непосредственно под нефтью. Иногда эта вода залегает в отдельных пропластках, отделяясь от нефти небольшими по толщине глинистыми перемычками.

- Промежуточная вода залегает в отдельных пропластках продуктивного нефтяного пласта. При этом контуры нефтеносности пропластков часто не совпадают.

- Тектоническая вода – вода, проникшая в продуктивные горизонты, в скрытые скважиной, по тектоническим нарушениям.

- Смешанная вода – вода нескольких нефтяных горизонтов, эксплуатируемых одной скважиной и общим фильтром.

Причины поступления чуждых вод в скважину – недоброкачественное цементирование экс.колонны, вследствие чего не достигается полное разобщение нефтеносных горизонтов от водоносных; нарушение цементного кольца в заколонном пространстве или цементного стакана на забое скважины; обводнение через соседнюю скважину, эксплуатирующую тот же горизонт; нарушение колонны в процессе эксплуатации и освоении скважины; повреждение колонны при текущем и капитальном ремонте.

Изоляция отдельных обводненных интервалов пласта

При эксплуатации одной скважины в нескольких горизонтах возможно частичное или полное обводнение продукции водами одного из горизонтов. В таких случаях должны быть проведены работы по разобщению горизонтов. Если вода проникает в скважину через нижнюю часть фильтра, то в колонне создают цементный стакан для перекрытия водоносного пропластка. В этих целях в скважину спускают НКТ до забоя, промывают ее водой, а затем цементируют без воздействия давления.

Если вода проникает в скважину через верхнюю часть фильтра, то ее изолируют цементированием с закачиванием цементного раствора под давлением через трубы. Для этого в нижнюю часть фильтра насыпают песок во избежание попадания в такую зону цементного раствора. Конец спущенных труб устанавливают выше водоносного пропластка, цементируют под давлением с последующим разбуриванием или вымывом излишка раствора. По окончании работы испытывают колонну опрессовкой.

Исправление негерметичности цементного кольца

Работы по изоляции скважины от проникновения чуждой верхней воды через дефект в экс.колонне осуществляют следующими способами:

- Заливкой водоцементным раствором через дефект в колонне с последующим разбуриванием цементного стакана.

- Заливкой нефтецементным раствором с последующим вымывом излишка раствора.

- Спуском дополнительной предохранительной колонны с последующим ее цементированием.

- Спуском пакеров.

Работы по изоляции верхней воды, поступающей по заколонному пространству через отверстия фильтра, осуществляют:

- Заливкой цементным раствором через отверстия фильтра с последующим разбуриванием цементного стакана или промывкой излишка раствора.

- Заливкой нефтецементным раствором через отверстия фильтра с последующим вымывом излишка раствора.

Для этих работ используют цементные растворы на водной основе с добавками понизителей водоотдачи и стабилизаторов. Место притока чуждой верхней воды определяют при помощи резистивиметра, дифманометра, электротермометра и гидроакустическими методами. Во избежание попадания цементного раствора в эксплуатационный пласт фильтр скважины засыпают песком или устанавливают цементный мост над насыпной пробкой ниже дефекта в колонне.

Наращивание цементного кольца за колонной

Цементное кольцо за незацемннтированной обсадной колонной наращивают для:

- Защиты обсадных колонн от коррозии агрессивными пластовыми флюидами.

- Ликвидации перетока пластовых флюидов по незацементированному заколонному пространству.

- Заполнения заколонного пространства тампонажным материалам в зоне дефекта обсадной колонны.

Изолирующий состав в заколонное пространство закачивают через специальные отверстия в колонне (прямая закачка) или непосредственно в заколонное пространство с устья скважины (обратная закачка).

Устранение негерметичности обсадных колонн

Эти работы заключаются в изоляции сквозных дефектов обсадных труб и повторной герметизации их соединительных узлов (резьбовых соединений, стыковочных устройств, муфт ступенчатого цементирования МСЦ).

Повторная герметизация соединительных узлов обсадных колонн состоит в том, что ликвидирует каналы негерметичности в этих узлах тампонированием под давлением. Так же применяют метод довинчивания обсадных труб с устья скважины.

Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн производят для ликвидации утечки жидких или газообразных флюидов из колонны через резьбовые соединения во время эксплуатации скважины. В качестве материалов используют фильтрующиеся полимерные составы или гель. Применение раствора в данном случае запрещается.

Докрепление негерметичных резьбовых соединений экс.колонны методом доворота обсадных труб с устья в вертикальных и наклонных скважинах с незацементированной и неприхваченной части обсадной колонны.

Для изоляции сквозных дефектов в обсадных трубах используют способы замены поврежденной части колонны, тампонирования под давлением или установку труб меньшего диаметра против дефекта.

Дополнительную колонну спускают во внутрь основной колонны, устанавливая башмак ее ниже дефекта и выше продуктивного горизонта или на забое. Иногда спускают «летучку», которая перекрывает только интервал дефектов, при этом нижняя и верхняя части экс.колонны остаются прежними. Дополнительную колонну спускают в скважину с последующим цементированием или же с установкой пакера. Длину этой колонны выбирают из расчета создания цементного кольца в затрубе на 30 – 50 метров выше верхнего дефекта в колонне. Также дополнительную колонну спускают с пакером различных конструкций. Наиболее целесообразно применение пакеров механического и гидравлического действия.