«И.И. Клещенко, Г.П. Зозуля, А.К. Ягафаров, В.П. Овчинников ТЕОРИЯ И ПРАКТИКА РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ Учебное пособие Допущено Учебно-методическим объединением вузов Российской ...»

Механизм выноса песка довольно сложен, т.к. на него оказывает влияние значительное число факторов: конструкция скважины; первичное вскрытие пород коллектора; освоение скважины; режим пуска скважины в эксплуатацию; эксплуатация скважин и др.

В процессе строительства скважин гидростатическое давление столба промывочной жидкости уравновешивает напряжение в ПЗП и способствует сохранению устойчивости стенок скважин.

При вызове притока и в дальнейшем эксплуатации скважин равновесное состояние системы «пласт-скважина» нарушается, происходит нарушение и пластическое течение пород, усиливающиеся фильтрационными процессами при перемещении пластовых флюидов к забою скважины.

В результате пескопроявлений возникают потенциально опасные и дорогостоящие осложнения: снижение дебитов из-за образования песчаных пробок; нарушение целостности эксплуатационных колонн; абразивная эрозия подземного и наземного оборудования; необходимость очистки добытой продукции от песка, утилизация песка и других мехпримесей.

В практике нефтегазодобычи целесообразность проведения противопесочных мероприятий принимается, как правило, с учетом экономических соображений в сочетании с оценкой возможных технологических осложнений. При этом учитываются возможные последствия от образования песчаных пробок и от выносимого на поверхность скважины песка, т.е. оценивается влияние песочного «наждака» по всему пути его следования, а так же затраты на ремонтно-восстановительные работы [3].

Практика разработки месторождений и эксплуатации скважин показывает, что задержание песка следует производить до нарушения структуры породы-коллектора и это оказывается более эффективным, чем последующие ремонтно-изоляционные работы.

Продуктивные пласты являются сложной гидродинамической системой, в которой физические, химические и физико-химические процессы до вскрытия пластов находятся в относительно равновесном состоянии.

После вскрытия продуктивных пластов равновесное состояние нарушается и возникают многообразные явления, течение которых и важность их последствий зависит от геолого-физической характеристики коллектора, физико-химических свойств насыщающих его флюидов, а также способа воздействия на пласты в процессе их вскрытия и эксплуатации.

При заканчивании и эксплуатации скважин в условиях, когда продуктивные пласты представлены слабоцементированными песчаниками, возникает серьезная проблема сохранения устойчивости и проницаемости ПЗП.

В основе теоретических предположений о механизме разрушения слабоцементированного пласта лежит гипотеза о том, что напряженное состояние в ПЗП создается весом вышележащих пород, давлением пластового флюида и напряжением в скелете породы:

где Рг – суммарное горное давление;

Рпл – давление пластового флюида;

ск – напряжение в скелете породы.

Направление нормальных напряжений в скелете породы зависит от геологических и топографических условий залегания пласта. Коэффициент бокового давления представляет собой отношение вертикальных и горизонтальных напряжений. Значение нормальных и касательных напряжений определяется по теории прочности Мора.

В связи с тем, что при вскрытии продуктивного пласта появляется свободная поверхность, в ПЗП изменяются все три компоненты давления (вертикальная, касательная, горизонтальная), приводящие к деформации порового коллектора и изменению его фильтрационных свойств. Устойчивость стенок образовавшейся каверны определяется методом круговой поверхности скольжения (М.Е. Харр, 1971), согласно которому сдвиг породы возможен вдоль плоскости AB (рисунок 2.10), если имеет место неравенство:

где G – результирующая величина нагрузки со стороны вышележащих пород на элемент пласта ABC;

F - результирующая величина фильтрационной нагрузки на элемент Fтр - результирующая величина сил трения породы вдоль плоскости lд, lf, R – расстояния от центра цилиндрической поверхности скольжения (о) соответственно до точек приложения сил G, F, Fтр;

- угол между вектором силы трения и касательной к поверхности скольжения.

Из рисунка 2.10 видно, что при отсутствии свободной поверхности нагрузку массива породы будет воспринимать эксплуатационная колонна. Таким образом, первопричиной разрушения пласта в зоне фильтрации является свободная поверхность каверны, образовавшаяся при вызове притока.

В работе Д. Ремзона (1971) отмечается, что продуктивный пласт, сложенный малопрочными породами с углом внутреннего трения менее 25°, будет разрушаться сразу же с появлением свободной поверхности, а из формулы (2.23) видно, что при определенном соотношении входящих в нее параметров может образоваться и устойчивая каверна.

Опытами G. Suman (1975) установлено, что при появлении свободной поверхности в некоторых случаях деформируются стабильные каверны. Они образуются в тех технологических случаях, когда зернистая масса при разрушении увеличивалась в объеме, а между зернами песка сцепление за счет их угловатости и поверхностного натяжения смачивающей фазы, сохранялось.

Стабильные же, при определенном расходе, каверны разрушаются с увеличением расхода за счет увеличения фильтрационной нагрузки на ее свод.

Установка фильтра в ПЗП частично разрушает пласт (рисунок 2.10), но увеличивает фильтрационные сопротивления. В этом случае гидравлическую связь «пласт-фильтр» условно можно представить в виде двух зон в пласте «а-б» и «в-г» в фильтрах и трубах.

В соответствии с этой схемой можно считать в возмущенной зоне «б»

';

скорость фильтрации выше Vкр; в зоне «а» - скорость ниже Vкр; зона «в» зона контакта породы с фильтрующей оболочкой, равная ее толщине; зона «г»

- каркас фильтра, в котором обеспечена скорость выноса песка из скважины.

Анализ снижения проницаемости (d = К1/К2) при установке фильтров показывает, что это приводит к определенному повышению сопротивления и снижению дебита. В работах Д. Клотца и др., (1974) показано, что эта величина может колебаться в пределах 5 – 90 %.

Учитывая вышеизложенное и тот факт, что при освоении и вызове притока происходит разрушение пород в ПЗП, то установка фильтров до проведения пуска скважины в эксплуатацию является наиболее эффективной.

В то же время существует мнение, что создание высоких депрессий на пласт способствует хорошей очистке забоя. Однако, в слабосцементированных пластах такой подход без фильтров неприемлем. Наличие фильтра позволяет осваивать пласт при высоких депрессиях и высоких скоростях фильтрации.

В настоящее время имеется множество типов и конструкций фильтров: щелевые; проволочные (одно- и многослойные); металлокерамические; титановые; сетчатые и др. Однако, отработанных и научно обоснованных правил выбора типов фильтров для оборудования нефтяных и газовых скважин все еще не достает.

Кп, приводит к тому, что Сгп в зависимости от отношения r1/ rс более существенно, чем в отрицательной зоне.

Стремление снизить значения Сгф и Сгп при работе скважины привело к разработке и внедрению в практику так называемых гравийных фильтров. Эффективность их работы, гидродинамические и геометрические характеристики применяемых гравийных набивок, влияние соотношений диаметров гравия и зерен песка рассматривалось многими исследователями, но создание гравийных фильтров на забое скважины или спуск собранных на поверхности фильтров довольно трудоемкая процедура, связанная с большими материальными затратами.

Анализ многочисленных теоретических и экспериментальных работ говорит о том, что до настоящего времени не существует единства мнений в причинах выбора одного из важнейших параметров противопесочных фильтров - размера щели фильтрующих элементов.

В настоящее время рекомендуются различные эмпирические зависимости для определения размеров отверстий фильтров в зависимости от коэффициента неоднородности и среднего размера частиц выносимых фракций песка (здесь d 50 – диаметр песчаных частиц, меньше которого в породе содержится 50 % фракций; d10 - то же для 10 % фракций).

Из вышесказанного следует, что пока не существует единства в выборе размера щели и объяснить это можно тем, что экспериментальные и промысловые испытания проводятся при различных параметрах исследуемой системы «пласт – фильтр», а выбор размера щели, только в зависимости от гранулометрического состава пласта и его неоднородности не учитывает другие факторы, влияющие на формирование «раздренированной» прифильтровой зоны и пескоудержания.

К таким факторам можно отнести:

• пластовое давление;

• физико-химические свойства добываемой жидкости и ее скорость в прифильтровой зоне;

• степень окатанности зерен пластового песка;

• возможность формирования устойчивых мостов на поверхности фильтрующей оболочки и др.

Отсюда следует, что выбор оптимального фильтра требует проведения экспериментальных стендовых испытаний (исследований) в условиях, максимально приближенных к скважинным, с последующим уточнением отдельных параметров его в процессе эксплуатации в скважине.

В настоящее время существует, в основном, три направления в технологии оборудования скважин фильтрами:

• оборудование обсаженных добывающих скважин вставными фильтрами с гравийной набивкой. Фильтр с гравийной набивкой, как правило, устанавливают на забое скважины или подвешивают в интервале перфорации с пакером, находящимся выше верхних отверстий интервала перфорации;

• создание гравийных фильтров напротив интервала залегания высокопроницаемых коллекторов после вырезания эксплуатационной колонны в процессе капитального ремонта скважины;

• оборудование скважин гравийными фильтрами в процессе заканчивания их бурением. При использовании данного способа продуктивный интервал не перекрывают обсадной колонной. Скважина работает с открытым стволом, в котором установлен гравийный фильтр.

Во всех приведенных технологиях основным звеном является фильтр-каркас, а в качестве каркасов фильтра используются разные конструкции. Наиболее простыми и дешевыми из них являются щелевые фильтры, представляющие собой трубу с горизонтальными или вертикальными прорезями (рисунок 2.12).

Фильтры с горизонтальным расположением щелей хорошо сопротивляются радиальным деформациям, возникающим при захвате их ловильными инструментами для извлечения на поверхность, но недостаточно прочны при действии растягивающих вертикальных нагрузок и поперечном изгибе. Поэтому необходимо чаще применять фильтры с различным расположением вертикальных щелей.

Щелевые фильтры обладают определенными недостатками при эксплуатации. Наименьшая возможная ширина щелей может оказаться слишком большой для определенных нефтегазодобывающих регионов (площадей, месторождений). Поскольку трубы щелевых фильтров выполнены обычно из низколегированной стали, они легко подвергаются коррозии и эрозии.

Общим недостатком щелевых и подвесных гравийных фильтров при их использовании является снижение продуктивности скважин и сложность извлечения фильтров на поверхность. Кроме того из опыта эксплуатации известно, что фильтры с сетчатой оплеткой имеют низкий коэффициент улавливания, а подвесные гравийные фильтры – высокие фильтрационные сопротивления.

Для борьбы с выносом песка находят применение металлокерамические фильтры, которые получают методами порошковой металлургии и обладающие способностью задерживать твердые частицы любого размера, отличающиеся высокой прочностью и коррозионностойкостью и выдерживающие значительные перепады давления и температуры.

Следует отметить фильтр О.М. Чарыева, состоящий из металлического перфорированного каркаса и внутреннего фильтрующего элемента. Однако эти фильтры промышленностью не выпускаются. В мировой практике производства фильтров уже давно наметилась четкая тенденция замены многообразных конструкций на фильтры с проволочной обмоткой. Проволочные фильтры, одну из первых конструкций которых разработал Ф.С. Бояринцев в 1952 г, претерпели существенные изменения. Прежде всего это касается перехода с круглого сечения проволоки на фигурное. В случае обмотки проволокой круглого сечения профиль щели, обращенной к стенке скважины, имеет форму клина, сужающегося к центру скважины.

а) щели, расположенные не в шахматном порядке; б) щели, расположенные в шахматном порядке; в) двойные щели, расположенные в Рисунок 2.12 – Конфигурация щелей в фильтрах с фрезированными щелями с шириной вертикальных щелей с параллельными стенками 0,3 – 12,7 мм и вертикальных, расширяющихся внутрь, щелей - 0,25-2,29 мм При работе скважины щель заполняется породой и возникает расклинивающий эффект, способствующий интенсивному уплотнению породы и закупорке фильтра. Закупорка щелей при наличии в пласте мелких фракций песка и глинистого материала, неоднородности гравийной набивки, наличии в ней кольматантов, происходит быстро. Мелкие фракции и кольматант цементируют поровое пространство между более крупными частицами, находящимися в контакте с поверхностью проволоки, многократно снижая тем самым эффективную скважность фильтрующей поверхности. При этом осложняется раскольматация прифильтровой зоны, что вызывает необходимость предъявления жестких требований к технологии установки таких фильтров [12].

Среди проволочных фильтров различают фильтры, в которых проволока намотана непосредственно на перфорированную трубу, на желобчатый корпус, на накладные ребра и фильтры с точечной сваркой по всем контактам. Проволоку обычно из нержавеющей стали наматывают на трубы. Ширина щелей может быть доведена минимум до 0,076 мм. Проволочные фильтры меньше подвержены коррозии по сравнению с щелевыми фильтрами, имеют более высокую пропускную способность.

Проволочные фильтры с обмоткой непосредственно на трубу имеют наименьшую пропускную способность из всех видов проволочных фильтров на трубчатом каркасе, а фильтры с подкладными ребрами и с приваркой проволоки во всех точках контактов – наибольшую.

Фирма «Джонсон» (Великобритания) предложила профилировать проволоку перед намоткой ее на каркас. При этом сечение профилированной проволоки выполняется треугольным. При навивке проволоки на опорные стержни каркаса одна из вершин треугольника направляется внутрь фильтра перпендикулярно его продольной оси. Аналогичные фильтры выпускают также такие фирмы как «Бейкер» (США), «Нагаона» (Япония).

В России институтом ВНИИгаз разработан, а сотрудниками Уфимского ГНТУ усовершенствован корпусный фильтр для скважин (ФСК, рисунок 2.13). Он состоит из перфорированного трубчатого корпуса с расположенными вдоль него по образующей опорными стержнями, на которых намотана проволока трапециидального сечения. Необходимый межвитковый зазор достигается за счет выступов на проволоке, получаемых при ее обжиме в процессе намотки (фильтр ФС), или за счет применения контактной сварки для соединения фильтрующей проволоки с опорными стержнями (фильтр ФСК). При этом образуется щель с углом раскрытия 8° - 12° в сторону движения флюида, что обеспечивает ее самоочищаемость от попавших в нее твердых частиц.

Опыт применения фильтров ФС и ФСК на нефтяных, газовых месторождениях и ПХГ в России показал их преимущества по сравнению с сетчатыми, гравийно-цементными и керамическими.

1 – муфта; 2 – корпус; 3 – опорный стержень; 4 – профилированная проволока; 5 – сварной шов.

Рисунок 2.13 – Схематичное изображение проволочного скважинного фильтра типа ФСК 2.10 Проектирование установки противопесочных фильтров Для правильного выбора размеров механических средств задержания песка и обеспечения эффекта сводообразования и полного прекращения выноса песка, без значительного ограничения пропускной способности, необходимо знать размеры зерен пластового песка. Существует описание методов ситового (гранулометрического) анализа и представление результатов, изложенных в работах Д. Съюмена и др. (1986). Типичная кривая гранулометрического состава апт-альбских пластовых песков Барсуковского месторождения Надым-Пурской НГО приведена на рисунке 2.14.

Кумулятивная кривая используется для определения диаметра зерен гравия гравийного фильтра. Средний диаметр зeрен гравия получается умножением медианного диаметра пластового песка (диаметра % - ного отсева), равного 0,18 мм, на коэффициент Сосье, равный шести, что дает максимальный медианный диаметр (диаметр 50 % - ного отсева) гравия, равный 1,08 мм. Наиболее близко подходит к этому медианному диаметру гравия фракции 20-12 меш по стандарту API (0,84 – 1,68 мм).

Содержание зерен, % Рисунок 2.14 – Кумулятивная кривая гранулометрического состава песков пласта ПК19- Если пески довольно однородны и окатаны, то ширина щелей фильтра должна равняться диаметру частиц 85-90 % - ного отсева пластового песка. Этот критерий с учетом тонкозернистости большинства пластовых песков подтверждается практикой применения гравийных фильтров на месторождениях Мексиканского побережья США.

Многие исследователи пришли к выводу (Д. Съюмен, 1986) и др., что частицы диаметром, равным половине ширине щели, имеют склонность заклиниваться или забиваться в виде устойчивых мостов и закупоривать щели с параллельными стенками (рисунок 2.15, а), а клинообразные щели, более узкие на внешней стороне трубы (рисунок 2.15, б), способны самоочищаться. Такие «подрезанные» щели (или щели типа «Кейстоун») можно сделать как на щелевых, так и на проволочных фильтрах.

Рисунок 2.15 – Схема щелей с параллельными (а) и с расширяющимися (б) стенками (по Задержание песка гравийной набивкой, созданной внутри обсадной колонны, может стать основной причиной отсутствия выноса песка в условиях, когда сила сцепления сцементированных зерен невелика, а скважина дает безводную продукцию (N.Stein, 1983). Это может происходить лишь в том случае, когда перед порами в гравийной набивке из двух или более зерен пластового песка образуются перемычки. Образование перемычек происходит независимо от того, содержится ли в пластовом флюиде вода, которая эти перемычки не разрушает.

Частицы материала в гравийной набивке, обеспечивающие фильтрационное задержание пластовых частиц, по размеру примерно в два раза меньше частиц, удерживающих пластовый песок, благодаря образованию перемычек.

Опыт эксплуатации проволочных фильтров с гравийной набивкой показывает, что проницаемость набивки со временем может снижаться вследствие засорения пластовым песком.

Спарлин Д.Д. показал, что относительно небольшое засорение пластовым песком (на 10-15 %) может снизить проницаемость песчаногравийной смеси почти до уровня проницаемости песка. В некоторых случаях эта проницаемость, как показали лабораторные опыты, может быть даже ниже проницаемости самого пластового песка. Поэтому в процессе эксплуатации скважин, оборудованных проволочными гравийными фильтрами, необходимо периодически производить очистку гравийной набивки от мелких частиц песка гидравлическими струйными аппаратами с использованием колтюбинговой установки, что позволит резко увеличить производительность скважины, снизив затраты на проведение операции, и избежать недостатков, свойственных другим методам.

Мероприятия по задержанию песка, предпринятые с самого начала эксплуатации, оказываются более эффективными, чем последующие ремонтно-восстановительные работы. Кроме того, проведение КРС обусловливает, по некоторым причинам, ухудшение проницаемости пласта. В результате сильного разрушения пласта-коллектора может произойти большое снижение проницаемости, свидетельствующее о том, что при разрушении породы в пласте возможна кольматация (D.Sparlin;

S.Hutchinson, 1974).

Опыт эксплуатации скважин в США подтверждает, что борьбу с пескопроявлениями целесообразно проводить задержанием пластового песка в пласте, причем до нарушения структуры пластовой породы вследствие выноса песка.

При эксплуатации скважины без применения мер пескозадержания объем выносимой породы постоянно увеличивается, что значительно ухудшает эффективность предупреждения пескопроявления.

Известная американская компания «Baker Sand Control» является одной из ведущих в области создания гравийных фильтров. Корпорация, в которую входит эта компания, объединяет фирмы, производящие практически все оборудование, используемое при заканчивании и эксплуатации скважин. Опыт работы этой компании, используемые ею техника и технологии могут оказаться полезными при эксплуатации как старых, так и новых месторождений севера Западной Сибири, поскольку почти все они являются потенциально пескопроявляющими.

Практика высокоэффективного заканчивания пескопроявляющих скважин в ведущих нефтегазовых компаниях мира включает работы по вторичному вскрытию пласта, оборудованию забоя фильтром и освоению скважины.

Для сохранения добывных возможностей на месторождениях ЗСНГ, сложенных слабосцементированными коллекторами и более полного извлечения углеводородов, рекомендуется проведение целого комплекса технологических и организационно-технических мероприятий. Одним из главных мероприятий должно явиться применение гравийных фильтров в условиях АНПД и контроль за эффективностью их работы в процессе эксплуатации.

Необходимо применять комплексную технологию по оборудованию скважин фильтрами с гравийной набивкой в перфорированном участке эксплуатационной колонны и в открытом интервале, включающую: производство эффективного глушения скважины; проведение капитального ремонта в комплексе с ограничением водопритоков; последующую дополнительную перфорацию или вырезание эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта; установку нового комплекса подземного оборудования с фильтром с гравийной набивкой, при этом все технологические операции должны рассматриваться как единое целое, а не отдельные технические решения.

Таким образом, на основе единых методологических принципов и системного подхода можно сформулировать основные научно-практические рекомендации совершенствования технологии ликвидации выноса песка из скважин оборудованием их фильтрами с гравийной набивкой. Анализ и обобщение результатов вышеприведенных исследований позволяют сделать следующие выводы:

• качественно спроектированные и установленные в открытом интервале высокопроницаемого коллектора гравийные фильтры типа ФСК должны обеспечить максимальную продуктивность скважины с предотвращением выноса песка;

• фильтры типа ФСК с гравийной набивкой, установленные внутри перфорированной обсадной колонны позволят повысить дебит скважины и предотвратить пескопроявление, но при этом прирост удельного дебита на единицу депрессии будет меньше, чем в скважине с открытым забоем;

• установка подвесных противопесочных фильтров без гравийной набивки в перфорированной обсадной колонне апт-альбсеноманских скважин, вскрывающих слабосцементированные пласты, приводит к многократному снижению дебита, после того, как кольцевое пространство вокруг фильтра затянется естественной породой из разрушающегося коллектора;

• в скважинах, оборудованных каркасно-проволочными фильтрами с гравийной набивкой, необходимо периодически производить очистку гравийной набивки от закупоривающих мелких частиц, в основном глинистых, обработку прискважинной и удаленной зон пласта физико-химическими методами с использованием колтюбинговой установки;

• при эксплуатации скважин на новых месторождениях и при бурении и эксплуатации новых скважин на старых месторождениях, необходимо в процессе бурения (заканчивания) оборудовать скважины фильтрами с гравийной набивкой, поскольку мероприятия по предотвращению пескопроявлений из апт-альбсеноманских отложений, предпринятые с самого начала эксплуатации, будут более эффективными, чем последующие ремонтновос-становительные работы.

2.11 Физико-химический метод и технология закрепления прискважинной зоны пласта и ограничения пескопроявления Известно, что при эксплуатации скважин со слабосцементированными коллекторами, с целью предупреждения выноса песка, широко применяется метод ограничения депрессии на пласт. Установление допустимого технологического режима эксплуатации скважин не является единственным способом борьбы с разрушением скелета пористой среды и выносом продуктов разрушения в скважину и на поверхность.

Анализ осложненного состояния фонда нефтяных и газовых скважин показывает, что разрушению коллектора, как правило, предшествует процесс водопроявления. Поэтому проблемы водоизоляции необходимо решать своевременно и решение их должно рассматриваться как единый комплекс задач по реализации проектных режимов разработки месторождений.

Ремонтно-изоляционные работы в скважинах занимают особое место в комплексе геолого-технических мероприятий, направленных на стабилизацию процесса добычи углеводородов и увеличения нефтегазоотдачи пласта.

Основное назначение РИР – обеспечение оптимальных условий работы скважины для достижения проектных технологических режимов.

Водоизоляционные работы относятся к работам по капитальному ремонту скважин и, как все ремонтные работы, являются одним из основных средств реализации проектов разработки месторождений.

Результаты исследований различных авторов показывают, что причиной разрушения слабосцементированных коллекторов в ПЗП апт-альбсеноманских залежей углеводородов на месторождениях севера Западной Сибири является резкое снижение прочностных свойств коллекторов в результате размывания глинистого цемента и переувлажнения песчаников при обводнении нефтегазонасыщенных интервалов [3].

Принимая во внимание вышесказанное, считаем, что основным методом борьбы с образованием песчаных пробок на таких месторождениях следует считать изоляцию водопритоков. Применяемые тампонажные составы на основе полимеров при этом, до полимеризации, должны обладать повышенной фильтрационной способностью, поскольку согласно формуле Лапласа величина капиллярного давления при фильтрации тампонажной композиции в поровые каналы определяется величиной поверхностного натяжения и угла смачивания:

где Рк – капиллярное давление;

– коэффициент поверхностного натяжения;

– угол избирательного смачивания;

R – радиус поровых каналов.

На практике при определении скорости капиллярной пропитки пользуются показателем величины напряжения смачивания. Из формулы (2.29) следует, что чем выше значение произведения, тем выше проникающая способность смеси в пласт.

Для проектирования процесса ремонтно-водоизоляционных работ и планирования их эффективности необходимо знать изоляционную способность применяемых составов, под которой необходимо понимать изменение проницаемости пористой среды до- и после закачки изолирующих составов, выраженное в процентах (долях).

Разработанный С.С. Демичевым и др. (патент РФ № 2246605)универсальный состав и технология его применения для ограничения водопескопроявлений и повышения нефтеотдачи пласта, в скважинных условиях одновременно выполняет функцию ограничения притока пластовых вод и закрепления пород-коллекторов в ПЗП, т.е. его применение препятствует обводнению и разрушению коллекторов и образованию песчаных пробок в стволе скважины, и способствует получению и даже увеличению проектных дебитов и в целом повышению добычи нефти, и нефтеотдачи пласта.

Для крепления слабосцементированных коллекторов известны составы на основе фенолформальдегидных, мочевиноформальдегидных, алкилрезорцино-формальдегидных смол (а.с. СССР №№ 968334, 1596073,1760088 и др.) с различными добавками (гидроксиламин солянокислый, параформ, бикарбонат натрия и др.).

Недостатками этих составов является, в первую очередь, недостаточное обеспечение проницаемости закрепленного коллектора в ПЗП, использование соляной кислоты (состав по а.с. 1760088), приводящее к неравномерному образованию пор и снижению проницаемости и прочности образуемого коллектора и др.

Состав для ликвидации водопритоков и закрепления песка в ПЗП (патент РФ № 2246605) лишен приведенных выше недостатков и, кроме того, отличается тем, что позволяет производить повышение нефтеотдачи пласта, т.е. увеличение дебитов скважин за счет повышения эффективности работ по ограничению водо- и пескопроявлений, увеличения межремонтного периода скважин и др. Оптимальная композиция для повышения добычи нефти и нефтеотдачи пласта состоит из смолы, жидкого отвердителя и карбоната аммония при следующем соотношении компонентов (мас. ч.):

• отвердитель жидкий – 15,1 – 60,0;

• карбонат аммония – 0,1 - 9,9.

В качестве смолы применены фенолорезорциноформальдегидная смола марки ФРФ-50РМ, получаемая путем конденсации алкилрезорциноформальдегидной фракции, выкипающей при температуре + 279-299°С и выпускаемая по ТУ 6-05-1638-78, и алкилрезорциноформальдегидная смола марки ФР-100, выпускаемая по ТУ 6-05-1638-78.

В качестве жидкого отвердителя использованы щелочные раствора гексаметилентетрамина в формалине, модифицированные карбоксиметилцеллюлозой и этиленгликолем (выпускаются по ТУ 6-05-281-22-89); растворы уротропина и формалина. В качестве порообразователя использован карбонат аммония, представляющий собой минеральный наполнитель.

С.С. Демичевым и др. (2007) разработаны три крепящие и изолирующие композиции на основе смол и отвердителей под товарным названием «Геотерм – 01; 02; 03» и выпускаемые отечественной промышленностью по ТУ 2257-075-26161597-2007 для различных термобарических условий нефтяных и газовых залежей.

Композиция «Геотерм – 01» включает в себя смолу «Геотерм – 001» и отвердитель «Геотерм – 101» и применяется для крепления слабосцементированных (пескоизоляционные работы) коллекторов и пропантов (после проведения операций по ГРП).

Известно, что эффективность всех видов и технологий ГРП определяется, помимо всего прочего, качеством закрепления трещин пропантом и увеличением их проводимости. Для этого используется ГРП с обратным оттоком, применением кислотных составов, созданием «гидравлического клина», методом «концевого экранирования» и др.

После проведения ГРП в процессе освоения скважин и дальнейшей эксплуатации примерно в 50 % скважин наблюдается вынос пропанта в ствол скважины (по данным ОАО «Сургутнефтегаз»), что существенно снижает добывные возможности скважин. В лабораторных условиях на образцах пропанта, обработанных композицией «Геотерм – 01», была получена проницаемость по керосину до 100 мд и более и прочность на одноосное сжатие (разрушение) 10-20 МПа и более. Для увеличения проницаемости полученного образца пропанта была произведена его обработка специальной технологической жидкостью, после чего проницаемость увеличивалась до 1,5 дарси. Данная композиция для закрепления пропанта в трещине ГРП успешно применяется в ОАО «Сургутнефтегаз», где ГРП выполняется в больших количествах.

Композиция «Геотерм – 02» включает в себя смолу «Геотерм – 002» и отвердитель «Геотерм – 102» и применяется для ремонта скважин, в частности, крепления песков в ПЗП и ликвидации заколонных перетоков в диапазоне пластовых температур от плюс 60 °С до плюс 90 °С.

Композиция «Геотерм – 03» включает в себя смолу «Геотерм – 003»

и отвердитель «Геотерм – 103» и применяется для КРС, в частности, крепления песков в ПЗП и ликвидации заколонных перетоков в диапазоне пластовых температур от плюс 35 °С до плюс 60 °С.

Технология обработки ПЗП на скважине заключается в следующем.

В НКТ, спущенные на 5-10 м выше верхних перфорационных отверстий интервала перфорации, при открытой затрубной задвижке, методом прямой циркуляции, закачивают приготовленный состав и доводят его до башмака НКТ. Закрывают затрубное пространство и продавливают состав в перфорированный интервал пласта с помощью технологической (продавочной) жидкости. По окончании продавки оставляют скважину под давлением закачки для прохождения реакции поликонденсации водоизолирующей крепящей композиции в пласте на 24 ч. По истечении указанного срока скважину осваивают и определяют следующие параметры:

• дебит скважины по жидкости (нефти);

• обводненность продукции (%) – показатель ограничения (ликвидации) водопроявления;

• КВЧ – концентрацию взвешенных частиц в продукции скважины.

Результаты некоторых промысловых экспериментов на скважинах Барсуковского и Комсомольского месторождений приведены в таблице 2.10.

Использование разработанного состава для крепления ПЗП обеспечивает увеличение проницаемости и твердости (прочности) образуемого коллектора, значительное уменьшение выноса песка (КВЧ) в ствол скважины и частичное уменьшение обводненности продукции.

Количество взвешенных частиц в пластовом флюиде по всем скважинам составляет менее 100 мг/ч, а этот показатель позволяет применять подземное насосное оборудование без дополнительных фильтров, что приводит к увеличению безремонтного периода работы скважин, т.к.

применение некоторых конструкций противопесочных фильтров на насосном оборудовании способствует образованию песчаной пробки между фильтром и интервалом перфорации.

Работы по ограничению выноса песка были выполнены блее чем на 150 скважинах Барсуковского, Комсомольского и Верхне-Пурпейского месторождений, из них на 140 скважинах была достигнута высокая успешных операций (более 90 %).

Дополнительно к запланированному эффекту (снижение выноса песка в ствол скважины) в процессе проведения работ на 36 скважинах было достигнуто снижение обводненности пластового флюида, а на 35 скважинах получено увеличение дебита нефти.

Применение разработанного состава и технологии обработки ПЗП способствует увеличению эффективности работ по ограничению водопескопроявлений, дебитов скважин по нефти за счет увеличения проницаемости образуемого коллектора, межремонтного периода работы скважин и, в конечном итоге, к увеличению добычи нефти и повышению нефтеотдачи пласта.

Результаты опытно-промысловых работ по закреплению ПЗП композицией на основе смол 2.12 Технические средства и технологии ликвидации пескопроявлений Скважинный песочный сепаратор.Решение проблемы выноса песка в ствол скважины прежде всего связано с необходимостью предотвращения пробкообразования при освоении и эксплуатации скважин, повышении их производительности, уменьшении затрат на ремонты скважин, что в конечном итоге скажется на себестоимости добываемой продукции.

Опыт применения противопесочных фильтров показывает довольно низкую эффективность применяемых в настоящее время конструкций на месторождениях Надым - Пурской НГО.

Применение фильтра противопесочного проволочного (ФПП-146) не обеспечивает задержку мелкозернистого пластового песка, при этом возникают осложнения в работе УЭЦН в связи с заиливанием приемной сетки фильтра и увеличивается время ремонта скважины в связи с дополнительными спуско-подъемными операциями (СПО), при монтаже фильтра.

Положительным является то, что в ФПП могут устанавливаться в любом интервале от приема насоса до забоя.

Использование фильтров ЭЦН самоочищающихся (ФЭС) и фильтранасадки трубного (ФНТ) не обеспечивает задержки мелкозернистого пластового песка и пропанта из-за несовершенства пакерного узла фильтра, в связи с чем создаются условия для возникновения аварий из-за прихвата фильтра. Конструкции ФЭС и ФНТ отличаются так же низкой удерживающей способностью перепадов давления, но они могут устанавливаться вместе с установкой ЭЦН без дополнительных СПО. Кроме того, в ФНТ предусмотрена защита уплотнителя пакерного устройства от повреждений при СПО.

Средняя наработка на отказ (СНО) с увеличением типоразмера УЭЦН значительно снижается на скважинах, оборудованных ФЭС и ФНТ, из-за потери герметичности пакерующего устройства с увеличением депрессии (рисунок 2.16).

Известно, что существуют устройства, так называемые скважинные сепараторы, способные отделять песок от жидкости до приема насоса, тем. самым, повышая надежность работы и срок службы скважинного насоса.

Существует скважинный газопесочный сепаратор (А.С. СССР № 1073436), основными элементами которого являются ленточнотелескопическая пружина с заданными щелями между витками (фильтрующий элемент) и трубка внутри этой пружины.

СНО, сут

ФЭС ФНТ

Рисунок 2.16 – Средняя наработка на отказ по типоразмерам УЭЦНи по типу фильтров Жидкость, содержащая песок, поступает через щели пружины и направляется вниз и по трубке внутри пружины поступает на прием насоса.

Песок задерживается фильтрующим элементом, а при движении жидкости вниз происходит оседание части песка в жидкости.

Недостатками этого сепаратора являются возможность засорения фильтрующего элемента и меньшее сечение трубки для подъема жидкости по сравнению с сечением для движения жидкости вниз, и поэтому потоком жидкости, идущим вверх, увлекается мелкозернистый песок и снижается эффективность работы сепаратора.

Используется также устройство для отделения песка от нефти в скважине состоящее из секций, работающих параллельно, которые размещены друг над другом, соединены переводником и трубой для подъема жидкости. Каждое сечение имеет входной канал, часть подъемной трубы, патрубок с заглушенным концом и ловильные камеры для накопления песка.

Недостатком такого сепаратора является ненадежность работы секций, так как при параллельной работе секций небольшое засорение калиброванных отверстий в какой-либо секции приводит к отключению этой секции от работы, что ведет к перегрузке других секций и снижению качества очистки жидкости от песка.

В.К. Бочкаревым и др. разработан скважинный песочный сепаратор, лишенный эти недостатков (патент РФ № 2191261). Выполнение скважинного песочного сепаратора многосекционным с подключением секций в работу последовательно обеспечивает максимальное удаление песка из продукции скважины, а размещение секций друг над другом отвечает условиям малого диаметра скважины. Это устройство решает задачу очистки добываемой жидкости из скважины от песка, повышает надежность работы глубинного скважинного насоса и обеспечивает добычу нефти в осложненных условиях.

На рисунке 2.17 приведена схема скважинного песочного сепаратора, которая включает в себя приемный патрубок 1 насоса, корпус песочного сепаратора 2, сложный переводник 3, двухсторонний переводник 4, трубки 5,6, корпус ловильной камеры 8, 9, поперечные каналы 10, 11 и продольные каналы 12, 13.

Скважинный песочный сепаратор работает следующим образом.

Скважинный песочный сепаратор спускается в скважину на НКТ и подсоединяется к приемному патрубку насоса. При включении в работу глубинного скважинного насоса жидкость с содержанием песка начинает поступать в ловильную камеру 9 нижней секции песочного сепаратора через поперечные каналы 11 в двухстороннем переводнике 4 и трубку 6. В ловильной камере 9 скорость движения жидкости с песком резко падает, и жидкость с небольшой скоростью поднимается по межтрубному пространству между корпусом песочного сепаратора и трубкой 6. При этом песок отделяется от жидкости за счет резкого изменения направления движения жидкости после выхода из трубки 6 на 180 ° и падения скорости потока жидкости, так как сечение межтрубного пространства в три раза больше, чем сечение трубки 6. Отделившийся песок накапливается в ловильной камере 9. Жидкость из ловильной камеры 9 через продольные каналы 13 в двустороннем переводнике 4 поступает в следующую верхнюю секцию сепаратора. В верхней секции сепаратора жидкость через поперечные каналы10 в сложном переводнике 3 и по трубке 5 поступает в ловильную камеру 8, где происходит осаждение песка, оставшегося в жидкости после нижней секции сепаратора. В ловильной ка мере жидкость, изменив направление движения на 180 °, с уменьшенной скоростью поднимается по межтрубному пространству между корпусом ловильной камеры 7 и трубкой 5 и далее по продольным каналам 12 переходит в следующую секцию песочного сепаратора, а при двухсекционном сепараторе поступает на прием скважинного глубинного насоса.

Рисунок 2.17 – Схематический разрез скважинного песочного сепаратора Число секций скважинного песочного сепаратора определяется необходимостью очистки продукции скважины от песка в зависимости от осложненности условий и требований к очистке жидкости от песка.

Разработанный нами скважинный песочный сепаратор относится к обращенному типу сепаратора, а это означает, что скорость восходящего потока в ловильной камере в несколько раз меньше, чем скорость нисходящего потока жидкости и это обеспечивает осаждение песка в ловильных камерах.

Многосекционное исполнение сепаратора обеспечивает более тонкую очистку жидкости от песка при меньших габаритах скважинного сепаратора, а размещение секций сепаратора друг над другом позволяет реализовать высокую степень очистки жидкости от песка в стесненных условиях скважины.

На рисунке 2.18 приведены данные по скважинам Барсуковского месторождения (дебит жидкости, концентрация выносимых частиц и средняя наработка на отказ) до установки односекционных (ППОС) и многосекционных (ППМС) песочных сепараторов и после установки. Из рисунка видно, что применение многосекционных песочных сепараторов намного эффективнее односекционных в части уменьшения концентрации выносимых частиц и увеличения наработки на отказ.

Устройства для очистки скважин. При эксплуатации нефтяных скважин и проведении ремонтных работ происходит накопление твердых сыпучих материалов (песок, глина) и механических примесей (окалина, куски металла, кабеля и др.) на забое и в прискважинной зоне пласта. Это приводит к перекрытию фильтрационных отверстий, через которые нефть поступает в скважину, снижению продуктивности скважин и уменьшению добычи нефти. Существуют различные способы и устройства, служащие для удаления механических примесей.

Например, известно устройство (патент РФ № 2160825) для очистки скважин, содержащее последовательно установленные колонну НКТ, контейнер - накопитель, цилиндр с полым поршнем, соединенный с контейнером, соединенный с цилиндром хвостовик с обратным клапаном, причем полый поршень имеет боковые отверстия для прохождения жидкости.

Недостатками этого известного устройства являются:

• одноразовое действие: после срезания винтов и создания депрессии на пласт требуется поднимать устройство на поверхность;

• размер извлекаемых частиц ограничен диаметром радиальных окон • резкое падение давления на забое скважины после срезания винтов может привести к аварийным ситуациям (смятие эксплуатационной колонны).

Существует также устройство (патент США № 4940092) для очистки скважин, содержащее колонну НКТ, штанговый насос, поршень которого жестко связан с колонной НКТ и контейнер-накопитель, размещенный между цилиндром насоса и хвостовиком с обратным клапаном.

Односекционный сепаратор Рисунок 2.18 – Данные по скважинам до установки песочных сепараторов (а) и после установки (б) Основным недостатком этого устройства является использование штанги в качестве привода плунжера при работе установки на забое и одновременно для подвески контейнера и хвостовика при спуско-подъемных операциях, а штанга имеет недостаточную прочность на разрыв.

При работе в штатном режиме, в качестве привода насоса при добыче жидкости по отбору твердых, крупных частиц породы, песка или металла возможны осложнения в виде прихвата инструмента.

При прохождении искривленных участков колонны или при работе в искривленном участке колонны может произойти слом штанги по телу, так как штанги рассчитываются только на продольную нагрузку, но не на поперечную.

Кроме того, в данном устройстве используется система с двумя клапанами в хвостовике. При отборе осадка происходит его уплотнение между клапанами с полным перекрытием прохода дальше в контейнер.

В.К. Бочкаревым и др. разработано устройство для очистки скважин (патент РФ № 2268353), лишенное недостатков устройств, представленных выше.

Устройство для очистки скважин (рисунок 2.19) содержит штанговый глубинный насос, состоящий из неподвижного цилиндра 1, длиной несколько метров и поршня 2 (плунжера), соединенного через насосно-компрессорные штанги 3 и переходник 4 с колонной НКТ 5. К верхней части цилиндра 1 крепится патрубок 6, а к нижней – контейнер-накопитель механических примесей 7, соединенный через обратный клапан 8 с хвостовиком 9 («перо»).

Патрубок 6 служит для направления движения НКТ 5, в верхней части имеет ограничитель 10 хода поршня и сливное отверстие 11. Ограничитель хода исключает возможность выхода поршня 2 из насоса. Через сливное отверстие 11 избыточная жидкость сливается из патрубка при ходе плунжера вверх. Сливное отверстие 12 в НКТ 5 обеспечивает слив жидкости из труб при их подъеме на поверхность, без проведения дополнительных операций. Кроме того, размеры (длина) контейнеранакопителя рассчитываются заранее, исходя из предполагаемого количества механических примесей, и не ограничиваются по объему.

Работа устройства для очистки скважин осуществляется следующим образом.

При опускании устройства в скважину хвостовик 9 упирается в забой. Поршень 2 поднимается с помощью колонны НКТ 5, а жидкость с механическими примесями через открытый обратный клапан 8 устремляется в контейнер- накопитель 7. После выравнивания давления на забое и в контейнере 7 обратный клапан 8 закрывается, и устройство извлекается из скважины.

Рисунок 2.19 – Схема устройства для очистки скважин С помощью данного устройства можно многократно создавать депрессию до полного заполнения контейнера-накопителя твердыми частицами без подъема устройства на поверхность, а давление на забое скважины можно понижать постепенно, регулируя скорость движения поршня. Кроме того, устройство позволяет извлекать крупные частицы, размер которых ограничен только внутренним диаметром труб.

Существует еще одно устройство (патент РФ № 2280759) для очистки скважин от механических примесей, отличающееся от вышеописанного тем, что устройство снабжено трубой-толкателем (рисунок 2.20).

Рисунок 2.20 – Схема устройства для очистки скважин с трубой-толкателем Устройство для очистки скважин содержит колонну НКТ 1, соединенную с контейнером-накопителем механических примесей 2. Между ними установлен сливной клапан 3. В цилиндре 4, жестко связанным с контейнером-накопителем, установлен на крепежных болтах поршень (плунжер) 6.

Размеры (диаметр) и количество болтов 5 рассчитываются заранее, исходя из предполагаемого веса колонны НКТ 1 и противодавления в скважине. Между внутренней поверхностью цилиндра 4 и наружной поверхностью поршня 6, в месте расположения последнего, устанавливаются уплотнительные резиновые кольца 7, герметически отделяющие внутреннюю полость контейнера 2 от внутренней полости трубы-толкателя 8, верхняя часть которой размещена в цилиндре 4, а нижняя часть жестко связана с хвостовиком 9 («перо») через обратный клапан 10. На цилиндре 4 закреплен ограничитель хода 11, а на трубе – толкателе 9 – упор 12.

Устройство работает следующим образом.

При ходе устройства вниз под действием веса колонны НКТ 1 срезаются крепежные болты 5 и поршень 6, за счет перепада давления между скважиной и верхней полостью НКТ, выталкивается в контейнер трубой-толкателем 8.

Труба-толкатель 8 жестко связана с хвостовиком 9, опирающимся на забой и при движении НКТ остается неподвижной. Контейнер 2 с цилиндром движутся вниз до упора ограничителя хода 11 в упор 12 на трубе-толкателе 8.

Через полость трубы-толкателя 8 поток жидкости вместе с тяжелыми частицами устремляется в контейнер 2. В процессе выравнивания давления закрывается обратный клапан 10 и устройство вместе с захваченными механическими примесями поднимается на поверхность. Для облегчения подъема предварительно открывается сливной клапан 3 и жидкость из НКТ стекает в скважину.

Данное устройство может эффективно использоваться и на добывающих и на нагнетательных скважинах для очистки тяжелых спрессованных механических примесей в прискважинной зоне пласта благодаря большой пропускной способности трубы-толкателя, позволяющей захватывать большие объемы жидкости с большим количеством тяжелых частиц и выбрасывать их непосредственно в контейнер-накопитель.

3 ПРАКТИКА ВЫБОРА И ПРИМЕНЕНИЯ

ТЕХНОЛОГИЙ И МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ РЕМОНТНОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ

Решение проблемы разработки основ методологии и, в частности, технологий ограничения водогазопритоков предполагает наличие дифференцированной информации о водогазопритоках в нефтяные скважины с учетом строения залежи по высоте и знания динамики состояния околоскважинных изменений при прорыве подошвенных или краевых вод по конусу газа из газовой шапки и др.

Динамический характер околоскважинных изменений природных физических свойств пласта и насыщающих его флюидов и влияния на эти изменения большого числа как геологических, так и технологических факторов предопределяет необходимость разработки синэргетического подхода к проблеме, заключающегося в выявлении общих закономерностей процессов самоорганизации в открытых системах, приводящих иногда к возникновению в них новых структур, если первые находились в существенно неравновесных условиях (Н.Н. Михайлов, 1994).

Научной основой использования различных видов информации для обоснования технологий ограничения водогазопритоков и увеличения притоков нефти может служить информационно-технологическая геодинамика прискважинной и удаленной зон пласта как самостоятельное синэргетическое направление нефтепромысловой науки, изучающей технологические процессы самоорганизации и изменения физических и гидродинамических свойств пласта с технологическими характеристиками флюидоизвлечения.

Разработка этого направления – очень сложная, комплексная задача. Для ее решения необходимо получение и наличие дополнительной информации о процессах и явлениях, происходящих в прискважинной и удаленной зонах пласта, выявление причин и механизмов, влияющих на продуктивность скважин по нефти и конечную нефтеотдачу. Для этого необходимо, в частности, дальнейшее развитие технологий ограничения водогазопритоков в нефтяные скважины вести в комплексе с другими исследованиями.

Эффективность технологий ограничения водогазопритоков и повышение продуктивности скважин по нефти определяются тем, насколько выбранный механизм их реализации соответствует механизмупорождения водогазопроявлений.

Выполненные исследования проводились с использованием крупномасштабных моделей, принятых при разведке и проектировании разработки месторождений, а при экспериментальных исследованиях соблюдались приближенные критерии динамического подобия в условиях, адекватных пластовым.

В зависимости от характера водогазопроявлений авторами работы разработаны геологопромысловые и технологические мероприятия по ограничению водогазопритоков в нефтяные скважины различными водогазоизолирующими композициями в конкретных геолого-технических условиях [2].

3.1 Виды водопритоков, порядок выбора технологии ремонтно-изоляционных работ и тампонажных материалов Виды водопритоков определяются геологическим строением нефтяного месторождения: проницаемостной неоднородностью продуктивного пласта, наличием подошвенных и контурных вод в разрезе скважины, близким расположением водяных пластов, а также способом эксплуатации месторождения, предусматривающим нагнетание вод с целью поддержания пластового давления. Основные виды водопритоков, встречающиеся на практике, приведены на рисунке 3.1 [5].

«Нижними» или «верхними» водами, попадающими в продукцию нефтяных скважин, называют пластовые воды, насыщающие пласт, который залегает выше или ниже эксплуатирующегося продуктивного пласта с наличием разобщающих слабопроницаемых пород толщиной не менее 1,5 – 2,0 м (рисунок 3.1, А; Б; Е).

Монолитным нефтяным пластом с подошвенной водой в практике проведения РИР называют коллектор, насыщенный в кровельной части нефтью, а в подошвенной - пластовой водой, в которой нефтяная и водоносная части пласта не разделены слабопроницаемым прослоем толщиной более 1,5 – 2,0 м (см. рис. 3.1, Б). Как правило, эксплуатационную колонну в интервале залегания подошвенной воды не перфорируют, и вода поступает в скважину по негерметичному кольцевому пространству, реже – по прискважинному участку породы «конусом».

А – заколонные перетоки из нижележащего пласта; Б – приток подошвенных вод; В – обводнение нижнего перфорированного пласта; Г – обводнение верхнего и промежуточного пластов; Д – водоприток в перфорированном интервале продуктивного пласта; Е – заколонные перетоки из вышележащего пласта 1 – обсадная колонна; 2 – перфорация; 3 – цементное кольцо; 4 – нефтеносный пласта (Н);

5 – литологический раздел; 6 – водоносный пласт (В); 7 – направление движения воды;

8 – возможные литологические прослойки; 9 – ось скважины Изоляция обводненного перфорированного пласта производится в случаях его полного обводнения, истощения или экономической нецелесообразности дальнейшей эксплуатации (рисунок 3.1, В; Г).

Контурными водами, обводняющими продукцию скважин, называют пластовые воды, первично располагавшиеся за контуром нефтяной залежи, а затем в процессе ее разработки поступившие по продуктивному пласту к интервалу перфорации добывающей скважины. К этому же типу обводнения скважин могут быть отнесены нагнетаемые (закачиваемые) воды, обводняющие продукцию нефтяных скважин при подходе к ним фронта внутриконтурного заводнения (рисунок 3.1, Д).

Выбор технологии РИР и тампонажных материалов осуществляется в зависимости от вида работ и геологических условий в скважинах по представленным далее по тексту таблицам.

Таблицы состоят из трех основных частей:

1. геолого-технические условия (ГТУ);

2. технология РИР;

3. тампонажные материалы.

Первая часть содержит показатели основных геолого-технических условий (ГТУ), являющихся определяющими при выборе технологии ремонта скважин и вида тампонажного материала. Вторая часть содержит набор технологических методов, которые осуществляются при ремонте скважины. Третья часть содержит рекомендуемые тампонажные материалы. По совокупности получаемых значений определяются технология РИР и необходимый тип тампонажного материала. Таким образом, каждая вертикальная колонка (при восстановлении герметичности соединительных узлов колонн – горизонтальная строка) представляет собой рекомендуемый вариант сочетания геолого-технических условий и рекомендуемые для этих условий технологию РИР и тампонажные материалы. Такое сочетание по каждому варианту отмечается знаками «плюс»

по каждой колонке. Если в одной колонке «плюсом» отмечено несколько технологических схем или тампонажных материалов, то каждый из них может быть применен для данных геолого-технических условий. Последовательность предпочтения тому или иному материалу отмечается количеством штрихов над знаком «плюс». Например, тампонажный материал (+') более предпочтителен, чем материал (+''), и т.д. Если последовательно производится несколько операций РИР или последовательно применяются несколько тампонажных материалов, то вместо знака «плюс» устанавливается нумерация согласно последовательности работ. Так, например, тампонажный состав (2) закачивается после тампонажного состава (1). Предпочтение тому или иному тампонажному материалу (технологической схеме) также обозначается штрихами.

Выбор технологии и тампонажного материала осуществляется в следующей последовательности:

• заказчиком выдаются необходимые геолого-технические данные по скважине и режиму эксплуатации залежи;

• условия скважины идентифицируются с выделенными классифика-ционными подразделениями геолого-технических условий, по таблицам определяется вертикальная колонка, соответствующая имеющимся геолого-техническим условиям, по этой же колонке определяются оптимальная технология и тампонажный материал РИР;

• если для данных геолого-технических условий может быть рекомендовано несколько тампонажных материалов, то выбор конкретизируется, исходя из экономической целесообразности, наличия на предприятии реагентов и материалов, их токсичности, а также более простой технологии работ.

Классификация тампонажных материалов, химических веществ и композиций, основанная на физико-химических принципах их воздействия на изолируемую среду, с учетом дисперсного состояния и механизма формирования пространственной структуры приведена в приложении 1.

Тампонажные составы на минеральной основе с добавками органоаэросилов, латекса и асбеста, технология их применения и последовательность выбора приведены в приложении 2. Характеристика рецептур тампонажных гелеобразующих составов приведена в приложении 3.

Тампонажные составы, наиболее распространенные в отрасли, рекомендуемые, для эффективного применения при РИР, и их основные свойства приведены в приложении 4.

Краткие сведения об имеющихся в отрасли тампонажных материалах на минеральной основе, свойствах их растворов и камня приведены в приложении 5 (табл. П.5.1). Для придания тех или иных свойств тампонажным растворам на минеральной основе и формируемым на их основе тампонажным материалам в растворы вводятся химические реагенты-ускорители и замедлители схватывания (табл. П.5.2), понизители водоотдачи (табл. П.5.3).

Среди приведенных реагентов имеются пластификаторы и реагенты, повышающие седиментационную устойчивость растворов. В приложении также приведены фактические сведения о действии реагентов, в основном на примере портландцементных растворов. На тампонажные растворы из других минеральных вяжущих химическая обработка указанными расчетами должна уточняться в зависимости от природы вяжущего. Чаще всего воздействие расчетов аналогичное.

3.2 Выбор технологии и тампонажных материалов при водоизоляционных работах Ликвидация заколонных перетоков флюидов к интервалу перфорации из ниже- или вышезалегающих пластов (нижние, верхние и подошвенные воды). Определяющими геолого-техническими условиями при выборе технологии РИР и тампонажных материалов являются [5]:

• расстояние от интервала перфорации до обводняющего пласта;

• приемистость объекта изоляции при нагнетании воды;

• планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР;

• направление движения воды (сверху, снизу).

При изоляции верхних вод для защиты продуктивного пласта от загрязнения тампонажным раствором нижнюю часть перфорированного интервала колонн следует перекрыть песчаной пробкой, а неперекрытым оставить не более 1 м интервала перфорации. Если расстояние между интервалом перфорации и забоем скважины более 20 м, целесообразна установка цементного моста.

При использовании для РИР водоцементных растворов обязательна их обработка понизителями водоотдачи.

Если, несмотря на принятые меры (дренирование, кислотные обработки и др.), приемистость скважины составляет 0,6 м3/(ч МПа) и менее, следует вводить тампонажную смесь в каналы перетока через специальные перфорационные отверстия в колонне, выполненные против плотных разделов между продуктивным и водоносным пластами или в кровле водоносного пласта.

Для восстановления герметичности эксплуатационной колонны в интервале спецотверстий может быть установлен металлический пластырь.

Однако его применение ограничивается величиной депрессии в скважине в процессе эксплуатации (не более 8,0 МПа).

При применении гелеобразующих полимерных тампонажных материалов (ПТМ) в качестве заключительной порции тампонажного состава, закачиваемого за колонну, использовать цементный раствор.

При использовании отверждающихся ПТМ над песчаной пробкой следует установить цементный стакан (или осуществить засыпку глиной) толщиной 1 м для предупреждения фильтрации ПТМ в продуктивный коллектор. Кроме этого, может быть применен пакер ПРС.

Запрещается применение фильтрующихся ПТМ при лучших коллекторских свойствах нефтяного пласта по сравнению с водоносным пластом (коэффициент гидропроводности в 1,5 раза выше водонасыщенного пласта) и более низких значениях величины пластового давления.

Выбор тампонажных материалов и технологических схем при изоляции заколонных водопритоков из неперфорированных пластов или неперфорированной части продуктивных пластов (нижние, верхние и подошвенные воды) производится по таблице 3.1.

Пример выбора технологической схемы РИР и тампонажного материала приведен в таблице 3.1. Исходные данные: скважина обводнена в результате заколонных перетоков из вышележащего пласта, расстояние от интервала перфорации до обводняющего пласта 3 м; приемистость скважины при нагнетании воды в зону перетоков 6 м3/(ч МПа); планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР МПа. Данным условиям соответствует вариант 4. В скважине с указанными условиями необходимо частичное перекрытие интервала перфорации песчаной пробкой или цементным мостом, с оставлением 1 м перфорационных отверстий неперекрытыми (может быть применен также метод тампонирования через весь интервал перфорационных отверстий), тампонирование под давлением производится с оставлением тампонажного моста, в качестве тампонажных составов использовать гелеобразующие составы с последующим докреплением тампонажным портландцементом (возможны разные рецептуры). Могут также быть использованы составы: АКОР-2; АКОР-4; АКОР БН;

Условия выбора технологических схем и тампонажных материалов при ликвидации заколонных Геолого-технические условия (ГТУ), Варианты сочетаний ГТУ, технологий и материалов 1.Геолого-технические условия (значения) до обводненного пласта, м > 1.2.Приемистость объекта изоляции при нагне- 0,6-1, тании воды, м3/(ч МПа) 1,4-2, 1.3.Планируемая депрессия на продуктивный 2.Технология РИР 2.1.Тампонирование под давлением через интервал перфорации с оставлением моста и последующим его разбуриванием 2.2. Временное частичное перекрытие интервала перфорации с оставлением 1 м неперекрытым, тампонирование под давлением через интервал перфорации с оставлением моста и последующим его разбуриванием Геолого-технические условия (ГТУ), ным мостом), тампонирование под давлением через спецотверстия над интервалом перфорации против плотного раздела (в «подошве» водяного пласта) с оставлением моста и последующим его разбуриванием 2.4.Установка металлического пластыря на спецотверстия Поступление воды снизу 2.5.Тампонирование под давлением через интервал перфорации без оставления моста в колонне ний интервал перфорации) с оставлением моста и последующим его разбуриванием 2.7.Тампонирование под давлением с пакером через спецотверстия в «кровле» нижнего водоносного пласта с оставлением моста 3.Тампонажные материалы основе, обработанные понизителями водоотдачи 3.3.Углеводородные цементные растворы Геолого-технические условия (ГТУ), 3.4.Тампонажные составы с добавлением органоаэросилов 3.5. Пеноцементные растворы 3.7.АКОР-2; АКОР-4; АКОР БН 3.10.Составы на основе ТС-10 и ТСД-9, (5 - 80о «Ремонт-1»; составы на основе ТС-10 (ТСД-9); ЭТС+ГКЖ; ПВС+ГКЖ;

ЭТС+СВК; «Геотерм», и др. Приток подошвенной воды в монолитных пластах может быть обусловлен как наличием заколонной циркуляции в скважине ниже интервала перфорации, так и образованием конуса обводнения. Последнее с наибольшей вероятностью отмечается в скважинах с пластами, в которых геофизическими исследованиями не выделяются глинистые перемычки толщиной свыше 0,5 м и интервал перфорации удален от водонефтяного контакта менее чем на 4 – 5 м. В этом случае изоляция заколонной циркуляции с водонасыщенной частью пласта не может существенно изменить динамику обводнения скважин, так как необходимо изменить характер движения воды в призабойной зоне пласта. С этой целью рекомендуется создание «блокад - экранов» в призабойной зоне радиусом до 5 – 10 м путем закачки легкофильтрующихся составов с последующим их докреплением (при необходимости) цементным раствором. В силу гидродинамических особенностей фильтрации воды и нефти проведение таких обработок наиболее эффективно при нефтенасыщенной толщине пласта свыше 3 – 4 м. Выбор технологических схем и тампонажных материалов при ограничении припотока подошвенной воды приведен в таблице 3.2.

При наличии глинистых перемычек ниже интервала перфорации толщиной 0,5 – 1,5 м следует предусмотреть частичное блокирование самого коллектора в обводненной части пласта в радиусе 1 – 3 м, что обусловливает при использовании цементных растворов закачку перед ними легкофильтрующихся составов, а при использовании только полимерных тампонажных составов объем их закачки увеличивается на 3 – 5 м3. Этим приемом повышается надежность изоляции заколонных перетоков, снижается нагрузка на маломощные глинистые перемычки и уменьшается вероятность конусообразования.

Изоляция (отключение) обводненных перфорированных пластов (в том числе при переходе «вниз» или «вверх»). Определяющими геолого-техническими условиями при выборе технологии РИР и тампонажных материалов являются:

• расстояние до ближайшего перфорированного пласта;

• приемистость объекта изоляции при нагнетании воды;

• планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР.

Выбор технологических схем и тампонажных материалов для ограничения притока подошвенных вод из монолитных пластов (отсутствуют глинистые разделы толщиной более 0,5 м) 1.Геолого-технические условия (значения) 1.1.Удаленность интервала перфорации от 2, 1.3.Планируемая депрессия на продуктивный 2.Технология РИР 2.1.Тампонирование под давлением через интервал перфорации с ис- + + + пользованием фильтрующихся составов без оставления моста в эксплуатационной колонне 2.2.Тампонирование под давлением через интервал перфорации фильтрующимся составом с одновременным докреплением цементным раствором, оставлением моста и последующим его разбуриванием (без изменения интервала перфорации) 2.3.Тампонирование под давлением через интервал перфорации фильтрующимся составом с одновременным докреплением цементным раствором, оставлением моста и сокращением (изменением) интервала перфорации 3.Тампонажные материалы ные понизителями водоотдачи Б; АКОР БН; АКОР БН – 100,102,300;

натрия (Na2SiO3) Скважина после отключения обводненного пласта, как правило, продолжает работать по другому эксплуатационному объекту, поэтому восста-новленная крепь скважины должна отвечать требованиям герметичности колонны и заколонного пространства.

При отключении пластов, расположенных ниже нефтенасыщенных горизонтов на расстоянии более 4 м, а также при отключении нижней части продуктивного пласта (при наличии пропластков слабопроницаемых пород толщиной более 1,5 – 2,0 м) возможно перекрытие отключаемого объекта путем наращивания цементного стакана в колонне.

При расстоянии до вышележащего продуктивного пласта менее 4 м и депрессии после РИР более 2 МПа необходимо использовать в качестве первой порции фильтрующиеся тампонажные составы (ГТМ-3, ТСТСД-9, АКОР и др.). Закачку фильтрующихся составов производить с применением пакера и регулированием сроков загустевания для предотвращения прихвата инструмента. Для этих работ рекомендуется использовать пакеры-отсекатели.

При отключении пластов, расположенных выше эксплуатируемых горизонтов, последние предварительно перекрываются песчаной пробкой, цементным мостом или пакерующими устройствами.

Для отключения верхнего или промежуточного пласта, как правило, необходимо использовать фильтрующиеся полимерные составы. Их объемы рекомендуется рассчитывать из условий формирования тампонажного экрана в отключаемом пласте радиусом не менее 1 м. В качестве заключительной порции тампонажного состава, закачиваемого в пласт вслед за полимерным составом, следует использовать цементный раствор или другой тампонажный раствор на минеральной основе.

В скважинах, где тампонирование под давлением не обеспечивает качественного отключения пластов, необходимо осуществлять спуск и цементирование «летучек» («потайных» колонн) или установку металлических пластырей. Область применения пластырей ограничивается депрессией на пласт после РИР не более 8 МПа.

При низкой приемистости отключаемого пласта, а также при наличии зоны между интервалами перфорации 4 м и более, закачку тампонажных составов производить с применением пакера.

В зависимости от геологических и технологических условий в зоне отключаемого пласта, ожидаемой депрессии при эксплуатации и других показателей рекомендуемые тампонажные составы для изоляции обводненных перфорированных пластов следует выбирать по таблице 3.3.

При отключении пластов со значительным интервалом перфорации (более 10 – 15 м), характеризующихся проницаемостной неоднородностью по толщине, кроме приведенных в таблице вариантов последовательной закачки фильтрующегося полимерного состава и цементного раствора, вместо последнего допускается закачивать повторно полимерный состав до полного отключения пласта. В первом случае для догерметизации отключенного пласта следует применять фильтрующиеся составы на основе ТС-10, ТСД-9, ГТМ-3 и АКОР-2;

АКОР-4; АКОР БН – 100; 102; 300.

Пример выбора технологической схемы и тампонажного материала приведен в таблице 3.3. В скважине обводнен верхний пласт. После перекрытия нижнего перфорированного пласта установлена приемистость отключаемого объекта 1,6 м3/(ч МПа). Планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР 4,5 МПа. Данным условиям соответствует вариант 5. В скважине с указанными условиями для отключения пласта необходимо использовать два тампонажных состава. Предпочтительно произвести закачку составов последовательно за одну операцию. Первым составом является гелеобразующий состав или другой фильтрующийся состав (АКОР-2, АКОР-БН, ГТМ-3, ТС-10 или нефтесернокислотные смеси), вторым составом является цементный раствор с добавками понизителей водоотдачи или органоаэросилов.

Изоляция водопритоков в перфорированном интервале продуктивного пласта (нагнетаемые и контурные воды). Определяющими геолого-техническими условиями при выборе технологии РИР и тампонажных материалов в этом случае являются:

- приемистость объекта изоляции при нагнетании воды;

- планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР;

- обводненность продукции скважины до РИР.

В зависимости от характера неоднородности продуктивного пласта контурные и нагнетаемые воды могут обводнять наиболее проницаемые интервалы и пропластки перфорированной части пласта.

Выбор технологических схем и тампонажных материалов при отключении верхних 1. Геолого-технические условия 1.1.Приемистость объекта изоляции при нагнетании 0,6-1,4 +++++++++ воды, м3/(ч МПа) 1,4-2, 1.2.Планируемая депрессия на продуктивный 2. Технология РИР без оставления моста в колонне 2.2.Тампонирование под давлением с оставлением моста и последующим его разбуриванием 2.3.Порядок работ при использовании двух тампонажных составов:

последовательное закачивание за одну операцию;

раздельное закачивание с оставлением на ожидание затвердевания состава 2.4.Установка металлических пластырей или «летучек»

3. Тампонажные материалы 3.1.Тампонажные материалы на минеральной основе, обработан- +”’ ные понизителями водоотдачи (см. табл. П.6.3) 3.2.Тампонажный портландцемент с добавлением асбеста или другого крупнодисперсного компонента (см. табл. П.3.1) 3.3.Тампонажные составы с добавлением органоаэросилов (см.

приложение 2) 3.4.Гелеобразующие составы (см. табл. П.3.1) 3.5. АКОР-2; ЭТС+ГКЖ; ПВС+ГКЖ 3.6. Составы на основе ТС-10 и ТСД- 3.8.Нефтесернокислотные смеси Опыт применения РИР в таких скважинах показывает, что в настоящее время отсутствуют надежные методы и материалы долговечной изоляции прорыва контурных и нагнетаемых вод в условиях отсутствия расчленяющих продуктивный горизонт слабопроницаемых пропластков.

Выбор тампонажных материалов для изоляции водопритоков в перфорированном интервале продуктивного пласта в зависимости от геолого-технических условий можно регламентировать, как это показано в таблице 3.4.

Пример выбора технологической схемы РИР и тампонажного материала по табл. 3.4. Исходные данные: в скважине установлен прорыв нагнетаемых вод в интервале перфорации продуктивного пласта. Обводненность продукции – 96 %. Приемистость объекта изоляции 1,6 м3/(ч МПа). Планируемая депрессия после РИР – 5 МПа. Данным условиям соответствует вариант 9. В скважине с указанными условиями рекомендуется проводить тампонирование под давлением без пакера с оставлением моста в колонне и последующим его разбуриванием. В качестве тампонажных составов могут быть использованы гелеобразующие составы, АКОР-2, Продукт 119-204, ТС- (ТСД-9) или нефтесернокислотные смеси. Выбор технологических схем и тампонажных материалов при изоляции водопритоков в перфорированном интервале продуктивного пласта [5].

3.3 Выбор тампонажного материала при наращивании цементного кольца за обсадной колонной Наращивание цементного кольца за обсадной колонной преследует следующие цели:

• ликвидации или предупреждения перетока пластовых флюидов по незацементированному заколонному пространству скважин;

• защиты обсадных колонн от коррозии агрессивными пластовыми флюидами;

• заполнения заколонного пространства тампонажными материалами в зоне дефекта обсадной колонны или подлежащих эксплуатации продуктивных горизонтов.

Выбор технологических схем и тампонажных материалов при изоляции водопритоков Геолого-технические условия (ГТУ), 1. Геолого-технические условия нагнетании воды, м3/(ч МПа) 1,4-2, 1.2.Планируемая депрессия на продуктив- 1.3.Обводненность продукции сква- 95- 2. Технология РИР нием моста в колонне, последующим разбуриванием до требуемой глубины и проведением выборочной перфорации;

2.2.Тампонирование под давлением без оставления моста в колонне в интервале изоляции:

Геолого-технические условия (ГТУ), 3. Тампонажные материалы 3.1.Тампонажные составы на минеральной отдачи (см. табл. П.6.3) 3.2.Тампонажные составы на минеральной основе с добавлением асбеста или органоаэросилов (см. приложение 2) 3.3.Углеводородные цементные растворы 3.4.Гелеобразующие составы (см. табл.

3.5.АКОР- 3.6.АКОР- 3.7.Суспензия гранулированного магния в 3.8.Составы на основе ТС-10, ТСД- 3.9.Нефтесернокислотные смеси 3.10.Продукт 119-204 (см. приложение 4) В этом случае закачивать тампонажный раствор в заколонное пространство следует через специальные отверстия в колонне (прямое цементирование) или в заколонное пространства с устья скважины (обратное цементирование). Способ цементирования следует выбирать после изучения материалов по строительству, эксплуатации и ремонту скважин, проведения дополнительных гидродинамических и геофизических исследований.

Исходные данные для выбора тампонажного материала и технологии их применения должны включать:

• конструкцию скважин;

• сведения о наличии осложнений в незацементированном интервале ствола в процессе бурения скважин (поглощения, обвалы, сальникообразования, посадки и затяжки инструмента при спуско-подъемных операциях, интервалы обработок, тип бурового раствора и его параметры и др.);

• характеристику пластов в незацементированном интервале разреза;

• параметры бурового раствора при спуске обсадной колонны;

• данные инклинометрии и (профилеметрии) кавернометрии ствола в незацементированном интервале;

• сведения о рекомендуемых РИР в незацементированном интервале обсадной колонны.

Гидродинамические исследования включают испытания обсадной колонны на герметичность опрессовкой, проверку приемистости заколонного пространства при закачке промывочной жидкости с устья скважины, проверку наличия циркуляции через спецотверстия в колонне при подаче жидкости в колонну или заколонное пространство.

Геофизические исследования проводят с целью уточнения местоположения верхней границы наращиваемого цементного кольца и его состояния, наличия закупоривающих пробок в заколонном пространстве, выделения поглощающих зон в незацементированном интервале ствола скважин при закачивании промывочной жидкости в заколонное пространство с устья или через спецотверстия в колонне.

Обратное цементирование без прострела отверстий в колонне допускается применять при следующих условиях в скважине:

• наличии поглощения при закачивании промывочной жидкости в заколонное пространство;

• глубине поглощающей зоны, расположенной над уровнем наращиваемого цементного кольца на расстоянии не более 100 м.

Спецотверстия в количестве 5 – 10 шт. простреливаются в обсадной колонне на расстоянии 25 – 50 м над наращиваемым цементным кольцом в зоне залегания плотных разделов.

В зависимости от геолого-технических условий в скважине для наращивания цементного кольца могут быть использованы различные тампонажные материалы. Цементные растворы нормальной плотности с добавками понизителей водоотдачи, стабилизаторов и пластификаторов рекомендуется использовать при отсутствии поглощений.

При поглощениях более 2 м3/(ч МПа) необходимо снизить приемистость скважины, используя глинистые растворы с наполнителями, или применять облегченные тампонажные растворы. В качестве наполнителей могут быть рекомендованы асбест, древесные опилки, мелкая резиновая крошка, кордное волокно, мелкая ореховая скорлупа и др. Наполнители не должны содержать крупных частиц, которые могли бы закупорить спецотверстия, а содержание наполнителей в растворах допускается до 10%. Если обсадная колонна негерметична в резьбовых соединениях, то рекомендуется применять полимерный тампонажный материал «Ремонт-1», фильтрат которого обладает способностью проникать в резьбовые соединения труб с последующим отверждением.

Смола ТС-10 и ГТМ могут быть использованы в условиях ниличия поглощений, когда другие материалы неэффективны.

Сведения о рекомендуемом порядке выбора технологий РИР и тампонажных материалов в различных геолого-технических условиях приведены в таблице 3.5. Схемы вариантов при наращивании цементного кольца в скважинах показаны на рисунок 3.2.

Как следует из таблицы 3.5 и рисунка 3.2, выбор технологий проведения работ и тампонажных материалов определятся интенсивностью поглощения, расположением зоны поглощения относительно «головы» цементного кольца, наличием и расположением дефекта в обсадной колонне.

В случае, когда зона поглощения расположена вблизи «головы» цементного кольца, заколонное пространство цементируют через спецотверстия над зоной поглощения (рисунок 3.2, б).

Выбор технологических схем и тампонажных материаловпри наращивании цементного кольца за технологий проведения работ, тампонажные материалы 1.1.Характер циркуляции (интенсивность поглощения):

частичная циркуляция (поглощение средней интенсивности);

нет циркуляции (полное поглощение) 1.2.Состояние обсадной колонны:

герметична;

негерметична выше зоны поглощения;

негерметична ниже зоны поглощения 1.3.Положение поглощающего пласта над цементным 2. Технология РИР над зоной поглощения;

над цементным кольцом, но ниже зоны поглощения 2.2.Снижение интенсивности поглощения технологии проведения работ, тампонажные материалы 1 2 3 4 5 6 7 8 9 2.3.Прямое цементирование по НКТ 3. Тампонажные материалы глинистый раствор с добавкой асбеста до 2-5%, гелеобразующие составы;

глинистый раствор с добавкой асбеста 2-5% и др. наполнителей до 5-10 %, гелеобразующие составы с добавкой напонителей до 5 % 3.2.Портландцементные растворы с понизителями водоотдачи:

нормальной плотности;

облегченные (в т.ч. аэросилсодержащие, см. табл. П.2.1) с наполнителями 3.3.Полимерные тампонажные составы:

«Ремонт-1»; ТСД-9; ГТМ; ПВС+ГКЖ; АКОР 1 – эксплуатационная колонна; 2 – цементное кольцо; 3 – зона поглощения; 4 – спецотверстия; 5 – дефект в колонне; 6 – глинистый пласт; 7 – направление движения тампонажного раствора; I,II – последовательность технологических операций; h < 100 м; H > 100 м Рисунок 3.2. – Варианты наращивания цементного кольца Если дефект колонны расположен вблизи «головы» цементного кольца, то цементирование осуществляется через этот дефект. Если вследствие поглощения тампонажный раствор не поднят до необходимой высоты, то над зоной поглощения выполняют спецотверстия и через них закачивают вторую порцию раствора (рисунок 3.2, в; г).

Если дефект расположен на значительном расстоянии от «головы»

цементного кольца, то внизу простреливают отверстия и закачивают первую порцию раствора, а затем через дефект – вторую (рисунок 3.2, е; ж).

Если заколонное пространство перекрыто набухшими глинами или обрушившейся породой, то ниже этого места простреливают спецотверстия и тампонажный раствор закачивают «обратным» способом на поглощение, введя в первую часть раствора наполнители. При необходимости над глинами простреливают дополнительно отверстия и прямым цементированием раствор поднимают до устья (рисунок 3.2, з).

Количество тампонажного раствора необходимо определять по объему заполняемого заколонного пространства с учетом данных кавернометрии и профилеметрии ствола скважин и опыта аналогичных работ.

Для очистки заколонного пространства от остатков бурового раствора и обрушившейся породы, удаления глинистой корки с проницаемых пород очистки дефектов обсадной колонны от смазочных масел следует использовать моющие жидкости (вода с растворенными в ней поверхностно-активными веществами в количестве 0,3 – 0,5 % - сульфонол, НЧК, дисольван и др.).

Для предотвращения смешивания тампонажного раствора с буровым или моющей жидкостью и повышения степени вытеснения остатков бурового раствора необходимо применять гелеобразующие составы, получаемые на основе водного раствора полиакриламида.

При выборе типа и количества буферной жидкости, планировании режимов цементирования необходимо руководствоваться соответствующими нормативными и руководящими документами.

При прямом цементировании следует оставлять цементный мост над спецотверстиями высотой не менее 10 м.

После ОЗЦ и разбуривания цементного моста в зоне спецотверстий необходимо оценить качество изоляционных работ геофизическими и гидродинамическими методами. Если колонна в зоне спецотверстий негерметична, то проводят дополнительные работы по установке металлического пластыря или тампонажные работы по общепринятым в отрасли технологиям и рекомендациям, изложенным ранее (выше по тексту).

3.4. Выбор технологии и тампонажных материалов для восстановления герметичности колонн Изоляция негерметичных соединительных узлов эксплуатационных колонн. Под негерметичными соединительными узлами эксплуатационных колонн следует понимать резьбовые соединения обсадных труб, стыковочные узлы секций колонны и муфты ступенчатого цементирования, имеющие флюидопроводящие каналы, через которые потенциально возможно сообщение между колонным и заколонным пространствами.

Причинами негерметичности соединительных узлов эксплуатационных колонн являются: неудовлетворительное качество изготовления труб и разбивка соединений в сочетании с осевой нагрузкой в скважине, нарушения в технологии сборки и др. Каналы перетоков флюидов, например, в негерметичных резьбовых соединениях труб представляют собой щелевые зазоры размером в десятые и сотые доли миллиметра, протяженность которых может меняться от нескольких десятков сантиметров до нескольких метров.

Негерметичность соединительных узлов эксплуатационных колонн обнаруживается при:

• опрессовке обсадных колонн;

• влиянии межколонных давлений в процессе освоения или эксплуатации скважин.

Флюидопроводящие каналы в соединительных узлах (резьбовых соединениях) эксплуатационных колонн, как правило, имеют пропускную способность по воде менее 1 л/с и отмечаются падением давления при опрессовке колонны с помощью цементировочного агрегата (ЦА-320); в некоторых случаях негерметичность соединительных узлов эксплуатационных колонн может быть обнаружена только при опрессовке колонны газообразным агентом.

Ввиду низкой пропускной способности глубину негерметичных соединений трудно определить методами термометрии, расходометрии и резистивиметрии. Более предпочтительны для этой цели такие гидродинамические методы исследований, которые включают поинтервальную опрессовку негерметичной колонны сжатым газообразным агентом или вязкой жидкостью.

Наиболее эффективным при восстановлении герметичности эксплуатационных колонн (как при изоляции негерметичных соединительных узлов, так и при изоляции сквозных дефектов) является метод установки металлического пластыря. При невозможности использования пластырей из-за сужения ствола скважины или отсутствия необходимых технических устройств применяется метод тампонирования под давлением. Последний метод также применяют, когда возможно проведение ремонта без длительной остановки работы скважины и демонтажа устьевого оборудования. Если негерметичное резьбовое соединение расположено в незацементированной части обсадной колонны и свободно от прихвата, то может быть произведен доворот колонны.

Тампонирование негерметичных соединительных узлов обсадных колонн производится полимерными составами с наличием или отсутствием мелкодисперсного наполнителя. Основные способы изоляции следующие:

• скользящее тампонирование;

• тампонирование с оставлением моста;

• установка полимерного пакера в затрубном пространстве фонтанных скважин без демонтажа устьевого оборудования.

Как разновидность способа скользящего тампонирования используется метод продавливания тампонажного состава (до 0,5 м3) рабочим газом в затрубное пространство газлифтных скважин в режиме эксплуатации. Применение фильтрующихся полимерных составов также в ряде случаев обеспечивает изоляцию флюидопроводящих каналов в негерметичных резьбовых соединениях. Мелкодисперсный наполнитель при скользящем тампонировании способен частично проникать в изолируемые каналы и предотвращать вытеснение неотвердевшего тампонажного состава из дефекта продавочной жидкостью.

Наибольшей эффективностью обладает метод тампонирования с оставлением моста при наличии сведений о глубине дефекта (95 – %) (эффективность метода скользящего тампонирования изменяется в пределах 70– 85%). Наиболее простыми являются методы установки полимерного гелеобразного пакера в затрубном пространстве и метод продавливания тампонажного состава рабочим газом в газлифтных скважинах. Однако длительность эффекта в этих случаях определяется стойкостью геля к распаду и, как правило, при температуре в скважине 60 – 80оС ограничивается сроком до 1 года.

Применение цементных растворов для изоляции указанных дефектов в обсадных колоннах запрещается.

В целом схема выбора тампонажных материалов в зависимости от геолого-технических условий эксплуатации скважины и способа изоляционных работ представлена в таблице 3.6.

Пример выбора тампонажного состава и метода изоляции негерметичных резьбовых соединений - по таблице 3.6. Исходные данные: при изоляции газлифтной скважины с давлением рабочего газа в затрубном пространстве 10 МПа установлено появление давления в межколонном пространстве 2,0 МПа. В заглушенной скважине межколонное давление отсутствует. Методом поинтервальной опрессовки эксплуатационной колонны газообразным агентом установлена глубина дефекта в интервале: 550 – 590 м. Статическая температура при эксплуатации составляет 85оС. По этим исходным данным выбираем строку 3 в таблице 3.6. Ремонт колонны следует производить с применением состава ГТМ-3 или «Ремонт-1» путем тампонирования под давлением с оставлением моста.

Изоляция сквозных дефектов в эксплуатационных колоннах. Под сквозными дефектами в эксплуатационных колоннах следует понимать нарушения в виде продольных трещин размером до нескольких метров, раковин в металле, отверстий при ошибочной или преднамеренной перфорации и др.

Сквозные дефекты обсадных колонн, как правило, связаны с нарушением правил сборки и спуска колонн в скважину; превышением допускаемого внутреннего давления при цементировании, опрессовке; заводским браком и истиранием колонны во время спускоподъемных операций; внутренней и внешней коррозией металла и др.

Сквозные дефекты в обсадных колоннах являются причиной перетоков флюидов из них в заколонное пространство и обратно и подлежат качественной изоляции. Требования к герметичности определяются лимитированным давлением опрессовки для данного типа размера труб.

Выбор технологических схем и тампонажных материалов для ликвидации негерметичности соединительных узлов обсадных колонн 1. Геолого-технические условия ХарактеТемпературистика Нали- ра на глубине Рхопр Рхм.к.

Состояние тампонажного материала наличие МДН отсутствие дисперсной тв. тело ТС-10 (ТСД-9) прокачиваемый раствор гель гелеобразующие составы наличие МДН Примечание: Ропр - величина снижения давления при опрессовке скважины в течение 30 минут; Рм.к. - межколонное давление при эксплуатации скважин; МДН - мелкодисперсный наполнитель с размером частиц 0,03 мм; m - вязкость.

Глубину расположения места негерметичности можно установить с помощью термометрии, расходометрии, резистивиметрии, продавливания по колонне цементировочной пробки.

При приемистости дефектов колонны более 2 м3/(ч МПа) для снижения поглотительной способности скважины следует использовать метод намыва наполнителей, закачивание тампонажных материалов. Составы на основе ТС-10 и ТСД-9 в этом случае применяются со сроками схватывания, которые достаточны лишь для закачивания в скважину и продавливания в дефект.

При приемистости дефекта по воде менее 0,6 м3/(ч МПа) при тампони- ровании следует использовать фильтрующие ПТМ.

Рекомендуемые типы тампонажных материалов при изоляции сквозных дефектов в зависимости от геолого-технической характеристики скважины в зоне дефекта представлены в таблице 3.7.

Пример выбора технологии ремонта и тампонажного состава по таблице 3.7. Исходные данные: скважина негерметична с приемистостью в зоне дефекта 1,6 м3/(ч МПа). В заколонном пространстве против дефекта имеются проницаемые породы, после ремонта колонна должна быть опрессована давлением 15 МПа. Указанным условиям соответствует вариант 5. Скважина должна быть отремонтирована установкой в интервале дефекта металлического пластыря; менее предпочтительным является метод ремонта тампонированием под давлением с применением состава ГТМ-3.

Метод отвинчивания и замены нарушенной части обсадной колонны следует применять в условиях расположения нарушения колонны в незацементированной ее части при отсутствии цементных «сальников» и незначительной кривизне ствола скважины выше интервала нарушения.

Во всех случаях первым этапом ремонта обсадной колонны данным методом является проверка отсутствия цементных «сальников» выше интервала нарушения созданием циркуляции. Дальнейшие работы следует проводить по одной из следующих двух схем.

Схема 1. После отключения продуктивных пластов для прекращения излива жидкости одним из существующих методов (установка цементного моста, взрыв-пакера и т.д.) в скважину спускают на бурильных трубах с «левой» резьбой труболовку конструкции Азинмаша и устанавливают на 20 – 40 м ниже места нарушения в обсадной колонне. Затем обсадную колонну разгружают на вес, равный сумме весов обсадной колонны до глубины установки труболовки и колонны бурильных труб. Затем отвинчивают обсадную колонну вращением бурильных труб с помощью универсальных ключей. Момент отворота фиксируют визуально и по индикатору веса.

Во избежание нарушения резьбы оставшейся в скважине обсадной колонны или муфты обсадную колонну после ее отвинчивания приподнимают вместе с колонной бурильных труб.

Выбор технологических схем и тампонажных материалов при изоляции сквозных дефектов 1.Геолого-технические условия (значение) пространстве нет наличие высокой приемистости при отсутствии более цементного камня в заколонном пространстве, м3/(ч МПа) фильтрующихся тампонажных составов 2.Технология РИР вов для снижения приемистости 2.2.Тампонирование под давлением с оставлением моста и последую- + + + + +” + щего его разбуривания 3. Тампонажные материалы 3.1.Тампонажные составы на минеральной основе, обработанные по- 2’ низителями водоотдачи (см. табл. П.5.3) 3.2.Тампонажный портландцемент с добавлением асбеста или другого крупнодисперсного компонента (см. табл. П.2.1) 3.3.Составы на основе ТС-10 и ТСД- 3.4.ГТМ-3, Ремонт – Выбраковку дефектных труб выполняют визуально и опрессовкой каждой трубы отдельно (при давлении 15 – 22 Мпа). При стыковке обсадной колонны с трубами, оставшимися в скважине, на конец первой спускаемой трубы наворачивается направляющая воронка.

Схема 2. В скважину спускают НКТ с пакером ПШ или ПВМ, который устанавливают на 10 – 20 м ниже места нарушения обсадной колонны. Производят завинчивание обсадной колонны с помощью универсальных ключей до момента поворота НКТ, а затем отвинчивают и приподнимают обсадную колонну с фиксированием положения НКТ.

В ряде случаев отвинчивание обсадной колонны производят без предварительного ее закрепления. При этом обсадная колонна разгружается на вес, равный весу обсадной колонны несколько ниже интервала нарушения. В случае отвинчивания обсадной колонны выше интервала нарушения производят доворот колонны, а последующие работы производят по схеме, приведенной выше.

Работы по отвороту и замене нарушенной части обсадной колонны, как правило, проводят на глубине до 400. С целью увеличения продолжительности и сохранения герметичности обсадной колонны замену извлеченной части обсадной колонны рекомендуется производить полностью.

4 ТЕХНОЛОГИИ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНО ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ