«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 ...»

4.1 Тампонирование под давлением Тампонирование под давлением через обсадную колонну. Способ применяется при изоляции сквозных дефектов обсадных колонн и наращивании цементного кольца за ними, а также при тампонировании каналов межпластовых перетоков между непродуктивными горизонтами, когда условия проведения РИР не допускают разгрузку колонны от избыточного давления после задавливания тампонирующей смеси. Применение способа допускается как в заполняющихся, так и в незаполняющихся скважинах.

Приготовленная тампонирующая смесь сначала закачивается в обсадную колонну. Необходимость применения разделительных пробок и пачек буферных жидкостей устанавливается в зависимости от характера взаимодействия промывочной жидкости и используемой тампонирующей смеси. Затем закачивается расчетный объем продавочной жидкости и тампонирующая смесь задавливается в изолируемую зону при давлении, не превышающем величины, регламентированной для опрессовки колонны.

После закачки тампонажной смеси скважину останавливают на ОЗЦ под достигнутым давлением или предварительно плавно сниженным до планируемой величины.

Тампонирование под давлением через НКТ и обсадную колонну.

Способ применяется для ликвидации нарушений, указанных в разделе 3, для ускорения процесса доставки тампонирующей смеси к изолируемой зоне в скважинах, заполняющихся промывочной жидкостью при проверке на приемистость.

Нижний конец НКТ устанавливается над зоной ввода тампонирующей смеси (технологического или дефектного отверстия в колонне) на расстоянии, вмещающем расчетный объем тампонирующей смеси и промывочной жидкостью восстанавливается циркуляция.

При открытом затрубном пространстве закачивается и продавливается тампонирующая смесь в скважину. После дохождения тампонирующей смеси до башмака НКТ, выкид из затрубного пространства закрывается, и продолжается продавливание до выхода всей смеси из НКТ.

Затем обратной промывкой производится очистка кольцевого пространства от тампонирующей смеси и тампонирующая смесь задавливается в пласт до достижения требуемого давления, и скважина оставляется на период ОЗЦ под давлением.

Тампонирование под давлением через НКТ, установленные над зоной ввода тампонирующей смеси за колонну. Данный способ РИР применяется при изоляции пластовых флюидов и подошвенных вод для ограничения закачки промывочной жидкости в продуктивную зону, а также при изоляции сквозных дефектов обсадных колонн для ускорения доставки быстросхватывающихся тампонирующих смесей к изолируемой зоне.

Применение способа для изоляции пластовых флюидов и подошвенных вод допускается как в заполняющихся, так и в незаполняющихся скважинах при использовании тампонирующих составов на основе минеральных вяжущих, полимерных тампонажных материалов (ПТМ) с инертными или активными наполнителями и др.

Использование фильтрующихся ПТМ без наполнителей в незаполняющихся скважинах при данном способе не рекомендуется. Применение способа с использованием быстросхватываюшихся тампонирующих смесей допускается только в заполняющихся скважинах.

Сначала производится спуск НКТ и установка башмака на 10-15 м выше зоны ввода тампонажной смеси. После спуска НКТ промывочной жидкостью восстанавливается циркуляция.

При открытом затрубном пространстве закачивается тампонирующая смесь в скважину и после дохождения тампонирующей смеси до нижнего конца НКТ затрубное пространство перекрывается, и смесь задавливается в пласт.

Излишки смеси вымываются из скважины обратной промывкой с противодавлением, значение которого должно быть не меньше запланированного на период ОЗЦ. НКТ приподнимаются на 100-150 м для исключения прихвата. Скважина оставляется в покое на ОЗЦ под запланированным давлением.

Если при работах, описанных выше, скважина не заполняется, то перед тампонированием под давлением необходимо установить глубину статического уровня жидкости в колонне для расчета технологических параметров.

При открытом затрубном пространстве закачать в НКТ тампонирующую смесь и продавочную жидкость в количестве, равном внутреннему объему НКТ. Если циркуляция не восстановилась, то необходимо закачать промывочную жидкость в затрубное пространство (V3):

где Vк.y. - объем обсадной колонны от устья скважины до статического уровня, м3;

Если циркуляция не восстановилась, то одновременно в НКТ и затрубное пространство необходимо прокачать контрольное количество промывочной жидкости, равное удвоенному внутреннему объему участка колонны от нижнего конца НКТ до нижней границы зоны ввода тампонирующего состава. Затем поднять трубы над зоной ввода на расстояние, вмещающее объем тампонирующей смеси. После ОЗЦ операцию повторить.

Если после этих работ циркуляция восстановилась, то оставшуюся в затрубном пространстве и НКТ тампонирующую смесь задавить в пласт и дальнейшие работы провести в соответствии с планом работ.[5].

Тампонирование под давлением через НКТ, установленные под зоной ввода тампонирующей смеси за колонну. Данный способ тампонирования применяется при изоляции нижних и подошвенных вод, когда планируется нарастить цементный стакан над искусственным забоем, и когда протяженность интервала перфорации составляет более 10 м, а также при изоляции дефектов крепи, когда приемистость скважины меньше 0,5 м3/ч·МПа, и при изоляции дефектов крепи, когда планируется вымыв тампонирующего состава из изолируемого объекта после РИР.

Применение способа допускается в заполняющихся скважинах при условии использования тампонирующих составов с пониженной водоотдачей, обработанных пластифицирующими стабилизирующими добавками и НКТ с алюминиевым «хвостовиком» или наличии специального устьевого оборудования с сальниковыми уплотнениями, позволяющего расхаживание НКТ при задавливании тампонирующей смеси в пласт. При этом нижний конец НКТ устанавливается ниже зоны ввода тампонирующего состава на 1- м или у нижней границы планируемого цементного стакана.

';

Закачивая промывочную жидкость в НКТ при открытом затрубном пространстве, восстановить циркуляцию. Затем тампонирующую смесь закачать и продавить в скважину до заполнения ею перфорированного или нарушенного интервала колонны. Закрыть затрубное пространство, и задавить тампонирующую смесь в пласт при непрерывном расхаживании НКТ.

После достижения требуемого давления, нижний конец НКТ поднять на 10-15 м выше зоны ввода тампонирующей смеси. Продолжая расхаживать НКТ в скважине продолжить нагнетание тампонирующей смеси в пласт. Излишки тампонажной смеси вымыть из скважины при обратной промывке с противодавлением, значение которого должно быть не меньше запланированного на период ОЗЦ. Приподнять НКТ на 100-150 м, и оставить скважину в покое на период ОЗЦ под запланированным давлением.

Если планировались РИР с вымывом излишка тампонирующей смеси из изолируемого объекта, то, после задавливания, тампонирующую смесь при расхаживании труб вымыть из колонны, затем приподнять НКТ на 100-150 м над зоной ввода. Заполнить колонну промывочной жидкостью и оставить скважину на ОЗЦ.

Комбинированный способ тампонирования под давлением. Способ применяется при любом виде РИР в заполняющихся и незаполняющихся скважинах, а также когда вымыв тампонирующего состава из зоны изоляции не планируется.

При доставке тампонирующей смеси в скважину нижний конец НКТ должен находится ниже зоны ввода, а при задавливании смеси в пласт — выше него. Нижний конец НКТ устанавливается ниже зоны ввода на 1- м или у нижней границы планируемого цементного стакана.

Затем производится закачка и продавка тампонирующей смеси до равновесия столбов жидкости в трубах и кольцевом пространстве за НКТ. НКТ приподнимаются выше уровня тампонирующей смеси в колонне на 30-50 м, и обратной промывкой производится контрольный вымыв для гарантии отсутствия тампонирующей смеси в кольцевом пространстве за НКТ.

Тампонирующая смесь задавливается в пласт до достижения требуемого давления и скважина оставляется на время ОЗЦ.

Тампонирование под давлением с непрерывной прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству. Способ применяется при устранении негерметичности обсадных колонн, когда местоположение дефекта не установлено и непрерывная закачка технологической жидкости через него при давлениях, допустимых для колонны, невозможна, а приемистость характеризуется лишь падением давления при опрессовке колонны на воде.[7,13,14].

В качестве тампонажного материала могут использоваться гелеобразующие или водонерастворимые отверждающиеся ПТМ, рецептура которых подбирается по максимальной температуре в стволе скважины. Приготовленная тампонирующая смесь перекачивается в одну из половин мерной емкости цементировочного агрегата (ЦА), другая половина заполняется промывочной жидкостью. Закачивая промывочную жидкость в затрубное пространство при открытом трубном (подача 3-5 л/с), восстанавливается циркуляция. Штуцируя выкид из НКТ, устанавливается давление в колонне при циркуляции жидкости до величины, регламентированной при опрессовке скважины.

Не прекращая закачки в этом же режиме краны ЦА переключаются на подачу тампонажного состава в скважину.

Прокачка состава по затрубному пространству производится под давлением, не выше допустимого. По мере перехода состава из затрубного пространства в НКТ, постепенно уменьшается подача насосов, и давление прокачки снижается на величину от 20 до 30% от первоначального, а излишки тампонирующей смеси вымываются на поверхность. Скважина оставляется на время ОЗЦ.

При использовании отверждаюшихся ПТМ после РИР НКТ поднимаются из скважины.

Тампонирование под давлением с применением пакера. Способ применяется в заполняющихся и незаполняющихся скважинах в следующих случаях:

• для защиты обсадных колонн от деформаций и разрывов при давлениях нагнетания, величина которых превышает допустимые для опрессовки;

• для защиты продуктивных пластов от загрязнения при нагнетании тампонирующей смеси в изолируемый интервал, расположенный ниже зоны перфорации;

• для направленной подачи тампонирующей смеси под давлением в изолируемый объект, выше которого имеются негерметичные Тампонирование под давлением по затрубному пространству при установленном пакере запрещается, кроме случаев применения гелеобразу-ющих ПТМ или использования алюминиевых или других легкоразбуриваемых НКТ.

Последовательность работ при этом виде тампонирования следующая. Спускаются НКТ с пакером, который необходимо расположить над зоной ввода тампонирующей смеси за колонну. Рекомендуется низ пакера оборудовать алюминиевым «хвостовиком» длиной не менее 3 м, башмак которого установить над зоной ввода на расстоянии до 3 м.

Проверяется чистота спущенных труб прокачкой через НКТ промывочной жидкости в количестве, равном их внутреннему объему от устья до статического уровня. Производится установка пакера.

Проверяется приемистость изолируемого объекта при установившемся режиме подачи насосов прокачкой через НКТ промывочной жидкости в количестве, не менее внутреннего объема труб и производится закачка тампонирующей смеси в НКТ и расчетного объема продавочной жидкости.

Если надпакерное затрубное пространство герметично, то для уменьшения осевой нагрузки на пакер рекомендуется в кольцевое пространство закачать промывочную жидкость, и создать давление, допускаемое при опрессовке колонны.

Осуществляется задавка тампонирующей смеси в пласт, стравливание давления в трубном и затрубном пространствах, и освобождается пакер. При наличии циркуляции излишки тампонирующей смеси вымываются из скважины обратной или прямой промывкой. НКТ поднимаются на 100-150 м, скважина заполняется промывочной жидкостью и оставляется на ОЗЦ.

В не заполняющихся скважинах после освобождения пакера необходимо поднять НКТ на 50-100 м выше поглощающего интервала (зона дефекта колонны, интервал перфорации), и перед ОЗЦ, для вытеснения возможных остатков тампонирующей смеси, прокачать в трубное и затрубное пространства промывочную жидкость в количестве, равном объему НКТ и объему колонны от башмака труб до нижней границы поглощающей зоны.

Исправление негерметичности цементного кольца. Исправление негерметичности цементного кольца для ликвидации заколонных перетоков пластовых флюидов производится методом тампонирования под давлением, при этом подъем лифтовых труб из скважины для ревизии и последующая шаблонировка ствола в интервале объекта изоляции обязательны.

Проверка приемистости объекта изоляции производится на воде при трех установившихся режимах прокачки. При необходимости принимаются меры по увеличению приемистости (кислотная обработка и др.).

Технологическую схему и тампонажные материалы для РИР необходимо выбирать в зависимости от типа изолируемого флюида и геологотехнических условий в осложненном интервале и скважины в целом.

4.2 Изоляция верхних вод и верхнего газа Для защиты продуктивного пласта от загрязнения тампонажным раствором нижнюю часть перфорированного интервала колонны следует перекрыть песчаной пробкой (неперекрытым достаточно оставить не более 1 м интервала перфорации) или установкой взрыв-пакера.

Для РИР необходимо использовать цементные растворы на водной основе с добавками понизителей водоотдачи, стабилизаторов и пластификаторов или нефтецементные растворы, а в сильно дренированных пластах использовать пеноцементы.

Если, несмотря на принятые меры (дренирование, кислотные обработки и др.), удельная приемистость скважины меньше 0,5 м3/ ч·МПа, следует в качестве зоны ввода тампонажной смеси в каналы перетока использовать специальные перфорационные отверстия в колонне, выполненные против плотных разделов между продуктивным и водоносным пластами. Перед выполнением спецотверстий в колонне, перфорированный интервал перекрывается песчаной пробкой или взрывным пакером.

При производстве РИР, описанных выше, кроме цементных растворов целесообразно использовать также ПТМ (ВУС, ГТМ-3 и др.).

При применении при РИР гелеобразующих ПТМ необходимо в качестве заключительной порции тампонирующей смеси, задавливаемой за колонну, использовать цементный раствор. При использовании отверждающихся ПТМ над песчаной пробкой следует установить цементный стакан для предупреждения фильтрации смолы.

4.3 Изоляция нижних и подошвенных вод Тампонирование каналов перетока производится через специальные отверстия, выполненные в колонне против плотных разделов между перфорированным интервалом продуктивного горизонта и водоносным пластом (или ВНК). Для защиты продуктивного пласта от загрязнения нагнетание тампонирующей смеси необходимо производить через пакер, устанавливаемый между интервалом перфорации и спецотверстиями.

Для РИР можно использовать цементные растворы, подвергнутые специальной обработке при приемистости скважины менее 0,5 м3/ч·МПа следует использовать ПТМ.

Допускается проведение РИР без применения пакера в скважинах, эксплуатирующих слабодренированные пласты, предварительно зацементировав под давлением весь интервал перфорации.

После разбуривания цементного моста колонна испытывается на герметичность опрессовкой под избыточным давлением, при этом допускается падение давления на 0,5 МПа за 30 мин. Затем колонна перфорируется против плотного раздела, и повторно производятся РИР.

После проведения РИР, интервал от спецотверстий до верхней границы плотного раздела необходимо перекрыть в колонне цементным стаканом, высота которого должна быть не менее 1 м.

Необходимость прострела спецотверстий после вышеописанных работ, устанавливается после оценки качества изоляции по результатам геофизических исследований, а также по накопленному опыту аналогичных РИР.

РИР без прострела спецотверстий допускается производить в скважинах, не имеющих плотных разделов между перфорированным интервалом продуктивного горизонта и водоносным пластом (или ВНК), или когда доступ к ним в колонне по техническим причинам невозможен.

При ремонтных работах, описанных выше, рекомендуется использовать нефтецементные растворы.

4.4 Наращивание цементного кольца за колонной Наращивание цементного кольца за незацементированной обсадной колонной производится для:

• защиты обсадных колонн от коррозии агрессивными пластовыми флюидами;

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

• заполнения заколонного пространства тампонажным материалом в зоне дефекта обсадной колонны или подлежащих эксплуатации продуктивных горизонтов.

Закачка тампонажного состава в заколонное пространство производится через специальные отверстия в колонне (прямое цементирование) или непосредственно в заколонное пространство с устья скважины (обратное цементирование).

Выбор способа цементирования осуществляется после изучения материалов по строительству и эксплуатации скважины, проведения дополнительных гидродинамических и геофизических исследований.

Материалы по строительству и эксплуатации скважины должны включать следующие сведения:

• конструкция скважины;

• осложнения в незацементированном интервале ствола в процессе бурения скважины (поглощения, обвалы, сальникообразования, зоны посадок и затяжек инструмента при спуско-подъемных операциях, интервалы проработок и др.);

• характеристика пластов в незацементированном интервале разреза;

• параметры бурового раствора перед спуском обсадной колонны;

• данные инклинометрии, профилеметрии и кавернометрии ствола в незацементированном интервале;

• сведения о РИР в незацементированном интервале обсадной колонны.

Гидродинамические исследования скважины должны включать испытания обсадной колонны на герметичность опрессовкой, проверку приемистости заколонного пространства при закачке промывочной жидкости с устья скважины, проверку наличия круговой циркуляции через спецотверстия в колонне при подаче жидкости в колонну или заколонное пространство. При этом промывочная жидкость по параметрам должна соответствовать буровому раствору, используемому при креплении скважины.

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

Обратное цементирование без прострела спецотверстий в колонне необходимо применять при следующих скважинных условиях:

• наличие поглощения при закачке промывочной жидкости в заколонное пространство;

• глубина поглощающей зоны расположена над уровнем наращиваемого цементного кольца на расстоянии не более 100 м.

При отсутствии этих условий необходимо применять прямое цементирование.

После истечения времени ОЗЦ и разбуривания цементного моста в зоне спецотверстий производится оценка качества изоляционных работ.

При обнаружении негерметичности колонны в зоне спецотверстий проводятся дополнительные изоляционные работы.

4.5 Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн Тампонажные работы производятся для ликвидации утечки жидких или газообразных флюидов из колонн через резьбовые соединения, являющиеся причиной негерметичности колонн при опрессовке и источником межколонных проявлений при эксплуатации скважин. В качестве тампонирующих материалов используются гелеобразующие или отверждающиеся составы. Применение цементного раствора не допускается.

Допускается использование тампонирующих составов на основе минеральных вяжущих, фильтрат которых отверждается или образует гель. Скважина останавливается, замеряется затрубное давление (P3) и межколонное давление (Рм.к.) на устье. Открывается выкид из межколонного пространства, стравливается давление до атмосферного или, для ускорения операции, до некоторого значения межколонного давления. Затем закрывается выкид из межколонного пространства, определяется время восстановления давления (Тв) в межколонном пространстве от атмосферного или от некоторого значения межколонного давления до его начального значения.

Производится глушение скважины и наблюдение за изменением Рм.к..

Продолжение межколонных газопроявлений укажет на наличие перетоков газа по негерметичному заколонному пространству. Если межколонные газопроявления прекратятся, то негерметичность колонны подтверждается.

Если устье скважины оборудовано колонной головкой с клиновой подвеской труб, то герметичность сальниковых уплотнений и сварных соединений головки необходимо проверить опрессовкой сжатым газом. К обследованию обсадной колонны приступают, когда установлена герметичность колонной головки.

После подъема из скважины и ревизии НКТ, необходимо прошаблонировать обсадную колонну конусной печатью соответствующего размера до глубины, превышающей на 200-300 м нижнюю границу интервала, содержащего негерметичность, расстояние до которой от устья ориентировочно оценить по следующим формулам:

где L — расстояние от устья скважины до нижней границы интервала, содержащего негерметичность, м;

ж — плотность промывочной жидкости, использованной при креплении обсадной колонны, кг/м3 ;

g — ускорение силы тяжести (g = 9,8 м/с2);

Hц — глубина до уровня цемента за обсадной колонной, м;

P3 — давление в затрубном пространстве при эксплуатации скважины, МПа.

Устанавливается цементный мост на 100-200 м ниже нижней границы интервала, содержащего негерметичность. После 24 ч ОЗЦ проверяется прочность моста разгрузкой не менее 10% веса НКТ при одновременной промывке с расходом не менее 5-6 л/с. Промывочная жидкость в колонне заменяется на воду и колонна опрессовывается на герметичность водой с фиксацией величины снижения давления в течение контрольного времени.

Нижний конец НКТ устанавливается на глубине нижней границы интервала, содержащего негерметичность. Поиск негерметичных резьбовых соединений производится методом поинтервальной опрессовки эксплуатационной колонны газообразным агентом или пачкой высоковязкой жидкости.

Если интервал, содержащий негерметичность, находится в пределах допускаемой глубины снижения уровня жидкости в колонне, то для изоляционных работ применяется схема, предусматривающая закачку тампонирующего состава в скважину, опорожненную до нижней границы негерметичности. В качестве изолирующих материалов необходимо использовать растворимые или нерастворимые в воде отверждающиеся тампонирующие составы.

Если интервал, содержащий негерметичность, находится ниже допускаемой глубины опорожнения колонны, то необходимо применять схему, предусматривающую закачку тампонирующего состава в заполненную промывочной жидкостью скважину.

Если местоположение интервала, содержащего негерметичность, установить не удалось, то для изоляции каналов утечки применяется метод «скользящего» тампонирования.

Для вышеописанных условий РИР в качестве изолирующих материалов необходимо использовать гелеобразующие составы. В скважинах с высокими межколонными давлениями (Рм.к.>4,0 МПа) допускается применять водонерастворимые отверждающиеся тампонирующие составы.

Рецептуры тампонирующих составов уточняются, исходя из времени начала загустевания или гелеобразования для конкретной партии компонентов раствора и температуры в изолируемой зоне.

В зависимости от выбранной технологической схемы и уточненной рецептуры на скважину доставляются компоненты тампонирующей смеси в количествах, обеспечивающих приготовление раствора в расчетном объеме, который определяется по формуле:

где D — внутренний диаметр ремонтируемой колонны, м;

k1 — коэффициент запаса, k1=1,2;

L — протяженность интервала негерметичности, м.

При заполненной скважине производится подъем части НКТ, нижний конец которых устанавливается на 10-15 м ниже интервала, содержащего негерметичность колонны.[7,13] 4.6 Тампонирование сквозных дефектов обсадных колонн При этом виде РИР интервал перфорации перекрывается песчаной пробкой или цементным мостом, допускается установка и взрыв-пакера и скважина проверяется на заполнение, прокачкой при максимальной подаче на рабочем режиме работы насосов не менее 1,5 объемов колонны длиной от статического уровня до устья скважины.

В заполняющихся скважинах проверяется приемистость дефекта колонны на воде при трех установившихся режимах прокачки и колонна обследуется печатью и, при необходимости, исправляется дефектная часть оправочным инструментом.

Определив местоположение дефекта колонны, его необходимо уточнить путем поинтервальной опрессовки колонны с помощью пакера.

Если зона нарушения колонны расположена более чем на 500 м выше интервала перфорации, рекомендуется установить дополнительный цементный мост высотой не менее 5 м на расстоянии от 20 до 30 м ниже дефекта. Наличие моста сократит трудоемкость ловильных работ в случае падения инструмента в скважину, предотвратит гравитационное опускание цементного раствора при тампонировании или падение кусков тампонажного камня на забой при разбуривании цемента в зоне дефекта.

При наличии нескольких дефектов в колонне проводится последовательное тампонирование каждого нарушения сверху вниз. Перед тампонажными работами, под очередным нарушением на расстоянии от 20 до 30 м устанавливается разделительный цементный мост высотой не менее 5 м.

При удельной приемистости дефекта колонны более 2 м3/ч·МПа для снижения поглотительной способности скважины необходимо использовать намыв наполнителей, закачку тампонажных материалов и др.

Повторная проверка приемистости дефекта для оценки эффективности мероприятий по снижению поглотительной способности скважины проводится на воде при минимальном расходе и кратковременной прокачке жидкости, а при РИР необходимо использовать цементные растворы, подвергнутые специальной обработке. При удельной приемистости дефекта менее 0, м3/ч·МПа при РИР используются полимерные тампонажные материалы.

При выборе технологии тампонирования под давлением следует отдавать предпочтение способам, позволяющим исключить разгрузку колонны от избыточного давления при подъеме части заливочных труб перед ОЗЦ: тампонированию через обсадную колонну; тампонированию через НКТ и обсадную колонну; комбинированному способу тампонирования под давлением.

При тампонировании под давлением вымыв тампонажного раствора из зоны дефекта колонны не рекомендуется.

На время ОЗЦ скважину необходимо оставлять под избыточным давлением в пределах 40-60 % от достигнутого при задавливании тампонажного раствора за колонну. Через 24 ч ОЗЦ давление в колонне стравливается, и допуском труб определяется местоположение цементного моста.

Опрессовывается колонна, поднимаются трубы из скважины, и при необходимости проводятся запланированные геофизические исследования.

Цементный мост разбуривается до глубины не менее чем на 3 м ниже глубины расположения дефекта колонны, причем к разбуриванию цементного моста в зоне дефекта колонны следует приступить не менее чем через 96 ч после окончания тампонажных работ.

4.7 Ликвидации заколонных перетоков в горизонтальных скважинах Данная технология предназначена для ликвидации заколонных перетоков в горизонтальных скважинах c применением «гибких труб» или НКТ.

Сущность способа заключается в изоляции негерметичности цементного кольца или негерметичности пакера манжетного цементирования, устанавливаемого выше незацементированного фильтра горизонтального ствола, закачкой в интервал негерметичности изоляционного материала с предварительной блокировкой и изоляцией горизонтального участка ствола высоковязкой низкофильтрующейся структурированной жидкостью.

К блокирующей жидкости предъявляются следующие требования:

• жидкость должна быть совместима с пластовыми жидкостями и породой и не ухудшать фильтрационно-емкостные свойства пласта;

• жидкость должна иметь низкую фильтрацию, что обеспечивает сохранение коллекторских свойств продуктивной части пласта, и облегчает пуск скважины в работу. Требования к скорости инфильтрации блокирующей жидкости в зависимости от проницаемости пласта будут выглядеть следующим образом:

• менее 0,01 мкм2

• 0,010-0,050 мкм2

• 0,050-0,100 мкм2

• жидкость должна сохранять свои параметры при пластовой температуре не менее 24 ч;

• жидкость при прокачке должна обладать невысоким гидравлическим сопротивлением, обеспечивающим ее прокачку по «гибкой • жидкость должна обладать технологичностью приготовления в условиях единичной скважины и куста скважин.

Данным требованиям соответствуют некоторые жидкости глушения и гидроразрыва. В качестве блокирующих жидкостей предлагаются следующие растворы, прошедшие испытания на скважинах или отвечающие выше перечисленным требованиям:

• раствор глушения на углеводородной основе (РУО);

• инвертно-эмульсионный раствор (ЖГ-ИЭР) для глушения скважин;

• жидкость гидроразрыва на водной основе фирмы «Clear Water».

Порядок выполнения работ с использованием НКТ. После проведения подготовительных работ, производится закачка блокирующей жидкости с расходом, достигнутым на установившемся режиме приемистости, при открытом затрубном пространстве до заполнения горизонтального фильтра. Объем блокирующей жидкости рассчитывается с учетом объема горизонтального ствола скважины, объема кольцевого пространства за фильтрами и коэффициента кавернозности, равного 1,15. Последующая продавка осуществляется при закрытом затрубном пространстве.

Заполнение горизонтального участка ствола скважины блокирующей жидкостью фиксируется ростом давления на агрегате до 12-13 МПа при одновременном снижении расхода закачиваемой жидкости.

Если весь объем блокирующей жидкости закачать не удалось, необходимо закачку продавочной жидкости продолжить в объеме, требуемом для установки равновесия между столбом жидкости в трубном и затрубном пространствах. Расчет ведется из условия, что объем трубного пространства относится к затрубному пространству в соотношении 1:3. Плотность блокирующей жидкости (при работе с НКТ) желательно иметь равной плотности жидкости глушения с целью предупреждения перетоков при СПО.

Далее необходимо плавно снизить давление закачки блокирующей жидкости и давление в затрубном пространстве и убедиться в отсутствии перетоков.

Поднять НКТ на 3-4 м ниже верхнего интервала изоляции. Промыть верхний интервал фильтра от блокирующей жидкости закачкой 0,3-0,5 м жидкости глушения при открытом затрубном пространстве и от остатков технологических жидкостей закачкой водного раствора ПАВ. Определить приемистость на воде и в том режиме работы агрегата, что и в начале производства работ (без блокирующей жидкости).

При приемистости более 150 м3/сут закачка и продавка тампонажного раствора производится через НКТ под давлением 10,0-11,0 МПа, но не превышающем давление стабилизации более, чем на 0,5-1,0 МПа. При закачке тампонажной и продавочной жидкостей необходимо штуцировать выкид из затрубного пространства для исключения явления образования вакуума, что обеспечит надежный контроль за движением тампонажной смеси.

При продавке тампонажного раствора не рекомендуется допускать высоких скоростей подачи жидкости. Даже при высокой приемистости продавку вести при минимальной подаче жидкости с периодическими (на 3-4 мин.) остановками закачки для формирования прочной фильтрационной корки. Цементы с пониженной водоотдачей обеспечивают формирование тонкой и прочной фильтрационной корки. Периодическими остановками процесса при низких скоростях нагнетания наращивание корки ускоряется, что, в конечном итоге, обеспечит эффективность работ.

Расположение НКТ в интервале изоляции при задавливании цементных растворов не допустимо, так как из-за интенсивной инфильтрации жидкой фазы из цементного раствора сокращаются сроки схватывания смеси, что может привести к прихвату НКТ.

Для исключения возможности попадания тампонажного раствора в затрубное пространство необходимо поднять НКТ на 10-15 м выше интервала изоляции, и излишки цементного раствора вымыть обратной промывкой с контролем их выноса.

После ОЗЦ определяется глубина кровли цементного моста и производится опрессовка эксплуатационной колонны на проектное давление.

Цементный мост разбуривается и скважина промывается до забоя.

При применении в качестве блокирующей жидкости раствора на углеродной основе с твердой фазой (мел, мраморная крошка) производится установка кислотной ванны в горизонтальном стволе с последующей промывкой.

Скважина осваивается пенной системой или снижением уровня азотной установкой ПАКК-9/160 до получения устойчивого притока жидкости при депрессии, не превышающей 2,0-3,0 МПа. При отсутствии притока в процессе освоения производится СКО.

При получении притока воды проводятся геофизические исследования на «гибкой трубе» по уточнению результатов предыдущих исследований, по определению источника обводнения и профиля притока. При подтверждении наличия заколонной циркуляции работы повторяются.

При отсутствии приемистости изолируемого интервала или наличия приемистости менее 150 м3/сут. возможно проведение кислотной обработки с последующей повторной установкой блокирующей жидкости. В случае использования в качестве блокирующей жидкости раствора на углеводородной основе, когда отсутствует его деструкция, необходимость повторной установки отпадает. При отсутствии достаточной приемистости рекомендуется провидение изоляционных работ через специальные перфорационные отверстия выше пакера ПДМ в следующей последовательности:

• на НКТ устанавливается разделительная мостовая пробка МПЦ-190А;

• устанавливается цементный мост на разделительную пробку, закачкой цементного раствора в объеме 0,5-0,7 м3 через НКТ с последующей срезкой излишнего раствора на 10-15 м выше разделительной пробки;

• после ОЗЦ опрессовывается эксплуатационная колонна, поднимаются НКТ, производится перфорация эксплуатационной колонны;

• с целью уточнения наличия заколонного перетока производятся работы по вызову притока с последующими ГИС;

• при подтверждении перетока определяется приемистость;

• в случае плохой приемистости (менее 150 м3/сут. при давлении 12,0-14,0 МПа) производится кислотная обработка интервала Проведение РИР с применением колтюбинговой установки. Для проведения изоляционных работ с колтюбиноговой установкой («гибкая труба») скважина оборудуется технологическими трубами (НКТ диаметром 89 мм) со специальным патрубком (мандрелью) для установки газлифтного клапана. Трубы должны иметь равнопроходное сечение (не менее 76 мм). Глубина спуска НКТ в горизонтальных скважинах должна быть на 50-100 м выше фильтра, в скважинах с боковыми стволами – на один метр выше воронки адаптера.

Производство работ с применением колтюбинговой установки должно проводиться в соответствии с «Технологическим регламентом на производство работ с использованием колтюбинговой установки» действующем на месторождениях Обществ.

С учетом необходимости прокачки вязких, структурированных жидкостей используется «гибкая труба» диаметром 44,5 мм (1,75»), длиной, соответствующей искусственному забою горизонтальной скважины.

Устье скважины оборудуется специальной планшайбой с запорной арматурой, имеющей диаметр проходного сечения не менее 76 мм.

Спускается перо диаметром 55 мм на «гибкой трубе» и скважина промывается до искусственного забоя. В случае наличия в скважине участка открытого забоя, глубина спуска пера ограничивается башмаком обсадной колонны.

Определяется приемистость при давлении 10,0-12,0 МПа и режиме агрегата, обеспечивающем установившееся давление в течение 10 мин. В случае наличия в скважине участка открытого забоя, глубина спуска пера ограничивается башмаком обсадной колонны.

Производится закачка блокирующей жидкости при открытом кране высокого давления до заполнения горизонтального фильтра на 10 м выше верхних отверстий интервала перфорации. Объем блокирующей жидкости рассчитывается с учетом объема горизонтального ствола скважины, объема кольцевого пространства за фильтрами и коэффициента кавернозности, равного 1,15.

При установке блокирующего экрана в ГС с применением «гибкой трубы» плотность блокирующей жидкости не регламентируется.

Последующая закачка расчетного количества блокирующей жидкости с учетом заколонного пространства осуществляется продавкой под давлением, близким к давлению при определении приемистости, с одновременным подъемом «гибкой трубы» до глубины 3-5 м ниже кровли фильтра. Перекрытие горизонтального участка ствола скважины блокирующей жидкостью фиксируется ростом давления и его стабилизацией при остановке закачки.

Плавным открытием крана высокого давления, давление снижается до атмосферного.

При открытых кране высокого давления и затрубном пространстве необходимо прокачать 0,5-0,8 м3 жидкости глушения для освобождения от блокирующей жидкости интервала изоляции, перекрытого «гибкой трубой». Убедиться в наличии циркуляции между НКТ 89 мм и эксплуатационной колонной.

Закачать водный раствор ПАВ в интервал изоляции с целью очистки его от остатков технологических жидкостей и определить приемистость интервала изоляции.

При приемистости более 150 м3/сут. дальнейшие работы провести в следующей последовательности:

• произвести цементную заливку под давлением 10,0-11,0 МПа с одновременным подъемом пера «гибкой трубы» и остановкой на 5-10 м выше интервала изоляции;

• при закачке тампонажной и продавочной жидкостей необходимо шту-цировать выкид из затрубного пространства для исключения явления образования вакуума и обеспечения надежного контроля за движением тампонажной смеси;

• при продавке тампонажного раствора не рекомендуется допускать высоких скоростей подачи жидкости. Даже при высокой приемистости продавку вести при минимальной подаче жидкости с периодическими (на 3-4 мин.) остановками закачки для формирования прочной фильтрационной корки. Цементы с пониженной водоотдачей обеспечивают формирование тонкой и прочной фильтрационной корки. Периодическими остановками процесса при низких скоростях нагнетания наращивание корки ускоряется, что, в конечном итоге, обеспечит эффективность работ;

• после закачки цементного раствора произвести срезку остатков цементного раствора с оставлением моста высотой 20-30 м;

• произвести промывку скважины по «гибкой трубе» с одновременным ее подъемом и противодавлением 5,0 МПа. После выхода пера из воронки подключить промывку кольцевого пространства между НКТ и эксплуатационной колонной без остановки промывки по «гибкой трубе». Объем промывки — 1,5 объема эксплуатационной колонны на глубину спуска НКТ;

• оставить скважину на ОЗЦ под давлением 4,0-5,0 МПа;

• спустить на «гибкой трубе» перо и промыть скважину до цементного моста;

• спустить на «гибкой трубе» забойный двигатель Д1-54 с расширителем диаметром 70 мм. Разбурить цементный мост до интервала на 1-2 м ниже кровли фильтра, промыть скважину и произвести опрессовку эксплуатационной колонны;

• при герметичности эксплуатационной колонны разбурить цементный мост, промыть скважину до «чистой воды»;

• спустить на «гибкой трубе» перо, промыть скважину до забоя от блокирующей жидкости;

• освоить скважину пенной системой или снижением уровня азотной установкой ПАКК-9/360 до получения устойчивого притока жидкости при депрессии, не превышающей 2,0-3,0 МПа.

При применении в качестве блокирующей жидкости раствора на углеводородной основе с твердой фазой (мел, мраморная крошка) произвести установку кислотной ванны в горизонтальном участке ствола с последующей промывкой.

При отсутствии притока в процессе освоения произвести СКО. Промыть горизонтальный ствол с применением устройства с боковыми наклонными насадками и повторно освоить скважину.

При получении притока воды провести геофизические исследования на «гибкой трубе» по уточнению результатов предыдущих исследований по определению источника обводнения и профиля притока. При подтверждении наличия заколонной циркуляции работы повторить.

При отсутствии приемистости изолируемого интервала или наличии приемистости менее 150 м/сут. проводится кислотная обработка с последующей повторной установкой блокирующей жидкости. В случае использования в качестве блокирующей жидкости раствора на углеводородной основе, когда отсутствует его деструкция, необходимость повторной установки блокирующей жидкости отпадает.

При не достижении достаточной приемистости рекомендуется проведение изоляционных работ через специальные перфорационные отверстия выше пакера ПДМ. При этом порядок проведения работ должен быть следующим:

• установка цементного моста или надувного пакера конструкции фирмы «Ваker» с перекрытием его песчаным мостом для исключения контакта с цементным раствором;

• после установки моста или пакера опрессовать эксплуатационную колонну, поднять «гибкие трубы», произвести перфорацию эксплуатационной колонны в интервале изоляции;

• с целью уточнения наличия заколонного перетока произвести работы по вызову притока с последующими ГИС;

• при подтверждении перетока определить приемистость;

• в случае низкой приемистости (менее 150 м3/сут. при давлении 12,0-14,0 МПа), произвести кислотную обработку интервала • при достижении приемистости 150 м3/сут. произвести работы в соответствии с планом работ.

4.8 Изоляция прорыва газа в нефтяных скважинах, эксплуатирующих нефтегазовые залежи Расчет безгазового периода эксплуатации несовершенной скважины с экраном на линии ГНК в нефтяной залежи и обоснование радиуса газоизоляционного экрана. Прорыв газа в нефтедобывающие скважины возможен как по вертикали (ввиду отсутствия плотных разделов и высокой проницаемости по восстанию пласта – газ из газовой шапки), так и по горизонтали (латеральная фильтрация газа). При этом эффективность изоляции прорыва газа будет зависеть от радиуса проникновения газоизолирующего состава с целью перекрытия условной границы раздела газ – нефть, блокировки каналов фильтрации и образования конуса газа.

Исследуя динамические задачи конусообразования при дебитах и депрессиях выше их предельных значений, возможно обоснование протяженности радиуса газоизоляционного экрана. Решения этих задач, относящихся к классу задач с подвижной границей, представляются случайными функциями, требующими численного интегрирования с применением ЭВМ. Наиболее эффективными в математическом отношении являются решения В.Л. Данилова, P.M. Каца и Ю.С. Абрамова, которые получили очень сложное уравнение движения границы раздела в безразмерных переменных, но, ограничившись случаем главного направления движения точки границы раздела по оси скважины (r = 0), они получили приближенную формулу.

Для «разноцветных» жидкостей (одножидкостная система) эти же авторы получили точное решение для движения точки раздела по оси скважины в однородно-изотропном пласте:

где f0 = zo/hH. При f = h получают время безгазового периода. Авторы приводят результаты расчетов, из которых видно, что наличие непроницаемых пропластков замедляет продвижение границы раздела к скважине. Наибольшее влияние слабопроницаемые пропластки оказывают тогда, когда газонасыщенная толщина меньше продуктивной, т.е. когда hГ/hH < 1. При hГ/hH > 2 продолжительность безгазового периода уже не зависит от газонасыщенной толщины. Но дело в том, что надо уметь рассчитать не только безгазовый период, но и время истощения, по возможности, с учетом реальных свойств пласта и жидкостей.

Н.Е. Павловым и Р.И. Медведским дано решение интегродифференциального уравнения, полученного Ю.С. Абрамовым для условий притока «разноцветных» жидкостей при поршневом вытеснении в однородном анизотропном пласте:

При r = 0 и f = zo/hH из выражения (3.20) следует уравнение движения точки по оси скважины:

Как видим, формулы (4.5) и (4.6) идентичны. Чтобы получить уравнение движения точки вдоль начального ГНК, надо принять в выражении (4.5) f = 1, что приводит к = 0. Чтобы избежать этих особенностей, в формуле (4.6) принимается f = 1 под корнем и f = 0,99 в числителе и = 0, определенное по формуле (4.7):

где k* = kГ/kZ; r0 = r/hH; f = z/hН; к* – коэффициент анизотропии пласта; kГ,kZ – проницаемость по горизонтали и вертикали соответственно;

hH – нефтенасыщенная толщина пласта; h – величина относительного вскрытия; r – радиус пространственного притока газа; z – ордината нижних отверстий интервала перфорации.

Для построения границы раздела газ – нефть по формуле (4.7) при f = 0 принимается = п.з, 0 < < п.з и находят соответствующую ординату f заданному значению r (рисунок 4.1, кривая 3).

1 – в безгазовый период, 2 – в момент прорыва газа, 3 – при полном загазовывании Решая уравнение (4.8) А.П. Телков (1990) получил профили границы раздела газ – нефть для загазованных скважин Лянторского месторождения. Результаты расчета графически изображены на рисунок 4.2.

Рисунок 4.2 Профили границы раздела газ - нефть на момент полного загазовывания скважин при различных значениях нефтенасыщенной толщины hВ: 1 - 5 м, 2 - 10 м, 3 - 15 м, Данные расчета границы раздела газ – нефть показывают, что газоизолирующий непроницаемый экран в загазованных скважинах Лянторского месторождения должен иметь протяженность 30 – 40 м (рисунок 4.3).

Обосновать радиус газоизоляционного экрана можно также, зная зону распространения депрессионной воронки. Радиус газоизоляционного экрана должен быть таким, чтобы он надежно перекрывал зону с максимальным перепадом давления между забоем скважин и пластом.

Такой расчет может быть выполнен по формуле распределения давления в пласте при установившейся фильтрации:

где rс.пр – приведенный радиус скважины; рпл – пластовое давление;

рс – давление на забое скважины; RK – условный радиус контура питания.

1 – «закрепляющий» состав, 2 – композиция на основе элементо-органических соединений Рисунок 4.3 Распределение давления по пласту от забоя скважины до условного контура питания и схема формирования газоизолирующего экрана в пласте:

Как видно из рисунка 4.3, вблизи стенок скважины перепад давления самый высокий, а по мере удаления от ствола скважины в глубь пласта градиент давления уменьшается. Совершенно очевидно, что зона распространения изолирующего агента должна быть больше зоны «глубокой» депрессионной воронки (8 – 10 м), где перепад давления составляет более половины всего перепада давления в пласте. Если же газоизолирующий экран создать в радиусе 30 – 40 м вокруг скважины, то перепад давления между удаленной зоной и на границе распространения изолирующего агента составляет всего 4 – 5% от пластового давления. Такие размеры изолирующего экрана надежно перекрывают путь поступления газа в скважину за счет образования газового конуса.

Следует отметить хорошее совпадение значений радиуса газоизолирующего экрана, оцененного различными расчетными методами путем решения динамической задачи конусообразования, а также путем расчета распространения давления в пласте при установившейся фильтрации.

Радиус изоляционного экрана в 30 – 40 м, по-видимому, будет иметь предельное значение, обеспечивающее перекрытие путей поступления газа в скважины, расположенные в контактной зоне и имеющие монолитное строение продуктивного пласта.

На других месторождениях будут встречаться более простые случаи, например изоляция газопритоков в частично загазованной скважине, изоляционные работы в скважинах, вскрывших высокоанизотропный пласт, и др. В этих случаях радиус изолирующего экрана должен быть гораздо меньше (не более 10 м).

Требования, предъявляемые к искусственному экрану, заключаются в создании его ниже перфорированной части пласта, оптимальная величина которого определяется предварительно расчетным или графоаналитическим методом. Толщина искусственного экрана не ограничивается и может составлять от доли метра до поверхности контакта нефть – вода.

При наличии неоднородности пласта, в зависимости от его коллекторских свойств и свойств материала экрана, интервал его создания может влиять на допустимую депрессию на пласт. Однако следует отметить, что допустимую депрессию можно повысить за счет увеличения радиуса экрана.

Однако, как показали расчеты на примере конкретной скважины, слишком большие размеры при определенных величинах вскрытия и параметрах пласта приводят к существенным потерям энергии пласта в пределах созданного искусственного водоизоляционного экрана. При ограниченных устьевом и пластовом давлениях экраны с большими размерами могут привести к весьма низким забойным давлениям в скважинах, что не всегда желательно. Поэтому при создании искусственного экрана необходимо рассчитать вскрываемую толщину пласта, учесть параметры пласта по данным исследования соседних скважин, промысловой геофизики и др.

Если учесть, что большинство нефтяных месторождений по геологическим условиям в той или иной степени являются водоплавающими или оказываются таковыми по истечении некоторого периода их разработки, неизмеримо усложняемой при появлении воды в продукции скважины, то окажутся значимыми результаты, полученные при решении задач с изменяющимися граничными условиями, например получение безводных притоков нефти при установке экрана той или иной протяженности.

Влияние непроницаемого экрана на производительность и предельный безводный дебит скважины исследовалось многими учеными. До настоящего времени средства продления времени безводной эксплуатации весьма ограничены и включают в себя два основных: установку на забое скважины непроницаемого экрана и мероприятия, направленные на снижение рабочей депрессии. Если создать искусственный барьер под нижними отверстиями интервала перфорации, то можно существенно увеличить допустимую депрессию на пласт с подошвенной водой и, следовательно, предельный безводный дебит скважины.

В практике разработки нефтяных месторождений создание искусственного барьера осуществлялось значительно раньше, чем были разработаны аналитические методы определения влияния изоляционных работ на производительность скважин.

Толщина искусственного экрана при его установке, считая от поверхности раздела нефть – вода, является фактором, ограничивающим депрессию на пласт, а при установке, считая от подошвы вскрываемой части пласта, эти ограничения снимаются. Оптимальной толщиной искусственного экрана считается такая, при которой оставшаяся вскрытая часть толщины пласта сможет обеспечить максимальный безводный дебит скважины. Естественно, что создание искусственного экрана вызывает дополнительное сопротивление и снижает производительность скважины для фиксированного забойного давления по сравнению со скважиной без экрана. Но получение устойчивых безводных притоков нефти, хотя и с меньшим дебитом, ушостью компенсирует негативное влияние искусственного экрана. Схема технологии ограничения прорыва газа из газовой шапки в скважины, эксплуатирующие нефтяную залежь, показана на рисунке 4.4.

Из всего сказанного в этом разделе можно сделать следующие выводы.

В силу того, что большинство нефтяных залежей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции подстилаются частично или полностью подошвенными водами, оконтуриваются краевыми водами или имеет место и то и другое, даже в процессе освоения скважин, опытно-промышленных работ и особенно при эксплуатации в результате активного продвижения границы раздела, в продукции скважин появляется вода. Для предупреждения преждевременного внедрения начальной поверхности раздела в продуктивный пласт необходимо установить оптимальный режим работы скважины, обусловливаемый предельным безводным дебитом или депрессией, расположением наивыгоднейшего интервала вскрытия пласта и плотностью перфорации, созданием забойных непроницаемых экранов.

Одним из многих, важных с гидрогазодинамической точки зрения, факторов, влияющих на предельные безводный дебит, депрессию и период безводной эксплуатации, является создание искусственных забойных непроницаемых экранов. Для создания экранов предлагается использовать разработанные нами композиции на основе элементоорганических, полимерных и других соединений.

Кратко рассмотрены и проанализированы вопросы конусообразования, выполнены расчеты предельных депрессий и дебитов несовершенных нефтяных скважин, времени безводной эксплуатации скважин с экраном для разных его положений по высоте относительно забоя скважины.

Используя уравнения И.А. Чарного и решения А.П. Телкова, обоснован радиус газоизоляционного экрана с перекрытием зоны максимального перепада давления между забоем скважины и пластом для нефтегазовой залежи. Следует отметить хорошее совпадение значений радиуса газоизоляционного экрана, оцененного различными расчетными методами путем решения динамической задачи конусообразования, а также путем расчета распространения давления в пласте при установившейся фильтрации. Радиус изоляционного экрана в 30 – 40 м, вероятно, будет иметь предельное значение, обеспечивающее перекрытие путей поступления газа в скважины, расположенные в контактной зоне и имеющие монолитное строение продуктивного пласта. Установка на забое скважины непроницаемого экрана до настоящего времени является одним из способов продления времени безводной (безгазовой) эксплуатации скважин, хотя это и вызывает дополнительное сопротивление и снижает производительность скважины для фиксированного забойного давления по сравнению со скважиной без экрана, но получение устойчивых безводных (безгазовых) притоков нефти, хотя и с меньшим дебитом, полностью компенсирует негативное влияние искусственного экрана.

Расчетным путем установлено, что для обеспечения надежности и эффективности газоизоляционных работ в загазованных скважинах некоторых нефтегазовых месторождений Западной Сибири максимальная протяженность газоизолирующего экрана составляет 40 м. С учетом требований, предъявляемых к изолирующим композициям, установлено, что наибольший эффект при ремонтно-изоляционных работах может быть получен при закачке в скважину (за эксплуатационную колонну, в пласт) не какого-либо отдельного реагента, а при циклической (последовательной) закачке, например, водного раствора ПАВ (или другой гидрофобизирующей жидкости), состава на основе элементоорганических соединений и закрепляющего состава (на основе ПТМ или цемента). Предложена цикловая (стадийная) схема формирования и создания газоизоляционного экрана из разработанных нами композиций и обоснована возможность ее применения на различных нефтегазовых месторождениях Западной Сибири.

Технология изоляции прорыва газа в нефтяных скважинах, эксплуатирующих нефтегазовые залежи. Технология основана на последовательной закачке в нефтегазонасыщенный пласт водного раствора ПАВ, гелеобразующего, а затем закрепляющего составов. До разработки настоящей технологии в отечественной и зарубежной практике отсутствовали эффективные технологические процессы РИР, осуществляемые с целью изоляции газопритоков.

Технология предназначена для осуществления изоляции газопритоков в эксплуатационных загазованных нефтяных скважинах с высоким газовым фактором и высоким буферным давлением, прорыв газа в которые произошел из-за подтягивания конуса газа, либо газ в скважину прорвался по проницаемым пропласткам, либо в скважине имеет место заколонная циркуляция газа.

Практическая реализация данной технологической схемы РИР не лимитируется экономическим фактором, поскольку основной объем изолирующего экрана формируется из воды за счет образования водонефтяной эмульсии на газонефтяном контакте (ГНК) и гидратообразования в газовом пласте. Меньший объем формируется из дешевого гелеобразующего состава, а для закрепления изолирующего экрана в пласте требуется небольшой объем более дорогого, но очень эффективного кремнийорганического, либо другого закрепляющего тампонирующего состава.

При указанной последовательности радиального расположения изолирующих материалов в пласте, по мере увеличения депрессии, при приближении к стенке скважины из глубины пласта синхронно усиливаются изолирующие свойства тампонирующих материалов. В глубине пласта, где депрессия минимальна и на определенном расстоянии от скважины стремится к нулю, изолирующий экран представлен водонефтяной эмульсией, обладающей высоким градиентом сдвига, достаточным, чтобы препятствовать прорыву газа в нефтенасыщенную зону пласта. По мере увеличения депрессии требования к прочности изолирующего экрана возрастают, поэтому в пласт, вслед за водой, закачивают гелеобразующий состав. И, наконец, в зоне максимальной депрессии, расположенной у стенки скважины, изолирующий экран формируется из кремнийорганического тампонирующего состава, который благодаря комплексу высоких механических и адгезионных характеристик способен противостоять высокому перепаду давлений (до 20,0 МПа) без прорыва газа через изолирующий экран. Кроме того, большие радиальные размеры экрана, закрепление водонефтяной эмульсии и гелеобразующего состава в пласте с помощью кремнийорганического, либо другого тампонирующего материала, препятствуют их выносу из пласта при освоении и эксплуатации скважины после РИР и позволяют прогнозировать большую продолжительность технологического эффекта РИР.

Свойства тампонирующего материала, образующегося при отверждении кремнийорганического состава, позволяют проводить комплексные изоляционные работы по ликвидации газопритоков с последующим глинокислотным воздействием на прискважинную зону пласта (ПЗП) с целью вовлечения в разработку низкопродуктивных зон. Все это позволяет рассматривать данную технологию, как один из элементов технологической схемы комплексного воздействия на ПЗП с целью регулирования разработки нефтегазовой залежи и повышения нефтеотдачи.

В зависимости от геолого-физических условий пласта и технического состояния скважины закачку изолирующих составов в пласт осуществляют через существующий интервал перфорации или через спецотверстия.

Вначале в пласт закачивают воду из расчета 80-100 м3 на 1 м толщины газонасыщенной части пласта. При закачке воды в пласт на ГНК формируется водонефтяная эмульсия, которая при «старении» приобретает высокий градиент сдвига, благодаря чему у нее появляются хорошие изолирующие свойства, препятствующие прорыву газа (образование конуса газа) в глубине пласта. После закачки воды определяется приемистость пласта на 3-х установившихся режимах закачки, путем закачки в пласт на каждом режиме не менее 1 м3.

Если на первом этапе технологического процесса закачку воды производят цементировочным агрегатом, то учет объема закачиваемой воды производят по производительности насоса и времени закачки, для чего в вахтовом журнале бригады КРС специально отмечают эти параметры. В том случае, если закачку воды в ремонтируемую скважину производят непосредственно из нагнетательной скважины, то объем закачиваемой воды учитывают по приемистости пласта и продолжительности закачки. Выполнение данного пункта необходимо тщательно контролировать, т.к. путем сопоставления параметров приемистости после РИР с параметрами, определенными до РИР, производят предварительную оценку технологической успешности изоляционной работы, и, в случае необходимости, по этим данным принимают решение о проведении повторного цикла по закачке газоизолирующих составов.

На месторождениях ЗСНГП (Сургутский НГР, Нижневартовский НГР и др.) для газоизоляционных работ используют составы НВТС- (ВТС-1) и КРОСС-1, либо НВТС-2 (ВТС-2) и КРОСС-2. Для примера объем изолирующих составов типа КРОСС для геолого-физических условий Федоровского месторождения составляет 80-120 м3 на одну скважинооперацию, а для условий Лянторского месторождения 150-200 м3.

Объем «закрепляющего» состава типа НВТС (ВТС) составляет для условий Федоровского месторождения 2-3 м3 на одну скважино-операцию, а для условий Лянторского - 3-5 м3. После выполнения этих работ в скважину закачивают вязко-упругий состав, приготовленный на основе ПАА марки DKS или MCY (0,6%), ацетата хрома (0,09%) и воды (остальное).

Непосредственно после закачки последней порции ВУС на основе ПАА и ацетата хрома в НКТ приступают к закачке в виде пробки «чистого» НВТС (с объемным соотношением АКОР-Б100 и неонола СНО-ЗБ — 3:2), специально оставленного в чанке ЦА-320 в необходимом объеме, который выполняет в данной технологии роль «закрепляющего» состава.

Изолирующие составы типа ВУС и НВТС (ВТС) окончательно продавливают из НКТ в пласт водой или солевым раствором в объеме, равном объему НКТ плюс «перепродавка» в объеме 0,5 м3 по НКТ и 0,5 м3 по затрубному пространству.

Скважина оставляется на 24 ч под давлением, достигнутом в конце продавки, для завершения процесса гелеобразования. После этого осуществляется обратная промывка скважины водой в объеме, равном полутора объемам НКТ и определяется приемистость пласта по воде. Если в результате РИР приемистость пласта уменьшилась более чем на 50% от первоначальной, то операции по закачке газоизолирующих составов ВУС и НВТС (ВТС) повторяют.

В наиболее сложных случаях, например, в случае очень высокой приемистости пласта (более 800 м /сут.) в качестве закрепляющего состава на заключительной стадии РИР в пласт целесообразно закачивать комбинированный закрепляющий состав, включающий кремнийорганический тампонажный состав и цементный раствор, либо использовать в качестве закрепляющего состава цементный раствор.[7,13,14,15].

4.9 Технические приемы при тампонажных работах в скважинах Результат РИР во многом зависит от показателей используемого тампонажного материала. Однако, качество материала само по себе еще не определяет эффективности изоляционных работ. Нередко тампонажный материал, прошедший успешные лабораторные испытания, в условиях, моделирующих забойные, попав в скважину, не выполняет своего назначения. Видимо, технологические приемы, используемые при его доставке в изолируемую зону, не могут обеспечить условий, при которых данный материал проявляет все присущие ему полезные свойства. Поэтому, вопросам управления технологическим процессом следует уделять самое серьезное внимание.

Следует отметить, что влияние управляющих воздействий на механизм формирования изоляционных экранов изучено недостаточно. Анализ результатов РИР позволяет выделить ряд технологических приемов, эффективность которых подтверждена накопленным опытом.

Приготовление тампонирующей смеси следует производить в осреднительной емкости, положение которой обеспечивает работу насосов ЦА под залив. При этом повышается коэффициент наполнения насосов, что благотворно влияет на режим работы агрегатов, достигается гомогенность тампонирующей смеси при колебаниях плотности раствора по объему не более 0,02 г/см3, уменьшается содержание атмосферного воздуха в системе, подсасываемого при затворении цемента в гидросистеме и др. Это позволяет транспортировать к изолируемой зоне тампонирующую смесь с параметрами, практически идентичными параметрам смеси, приготовленной при лабораторных испытаниях.

В процессе закачивания и продавливания тампонирующей смеси высокой плотности в трубах образуется вакуум. При этом возможны подсос атмосферного воздуха через не плотности запорной арматуры и аэрация закачиваемых жидкостей (тампонажной и продавочной), значительное опережение головной пачки тампонирующей смеси по сравнению с расчетным ее положением из-за разрыва потока. Часть состава может оказаться за НКТ до закрытия выкида из затрубного пространства, возможны ошибки в расчетных параметрах процесса из-за аэрации жидкости.

Поэтому, при транспортировании тампонирующей смеси по НКТ следует штуцировать выкид из затрубного пространства. Наличие некоторого избыточного давления в трубном пространстве исключит явления вакуума, тем самым обеспечит уверенный контроль за движением тампонажной смеси.

При тампонировании под давлением в незаполняющихся скважинах после закачивания продавочной жидкости в НКТ рекомендуется делать паузы от 3 до 10 мин. При этом происходит выравнивание гидростатических давлений в трубном и затрубном пространствах, равномерное распределение тампонирующей смеси в заколонном пространстве самотеком, деаэрация жидкости в НКТ.

При нагнетании не рекомендуется допускать высоких скоростей подачи жидкости. Если приемистость нарушения колонны хорошая, необходимо планировать минимальную подачу жидкости. Следует помнить, что конечной целью работ является не только заполнение каналов утечки тампонажной смесью, но и формирование на их стенках прочной фильтрационной корки из откольматировавшейся твердой фазы раствора. Поэтому целесообразно периодически прекращать подачу жидкости. Продолжительность остановок зависит от интенсивности поглощения раствора и может планироваться от 1 до 10-15 мин. и более.

Каждая очередная остановка стимулирует наращивание фильтрационной корки, вследствие чего каналы утечки сужаются. При этом наблюдается постепенный рост давления нагнетания, что способствует уплотнению фильтрационной корки. В некоторый момент каналы утечки оказываются перекрытыми фильтрационной коркой, на что указывает резкий рост давления нагнетания. Если достигнутое давление неустойчиво, то периодическим подкачиванием добиваются его стабилизации.

Снижение эффективности работ при очень высоких давлениях нагнетания связано, видимо, с выдавливанием сформированной корки из каналов утечки. Другой возможной причиной могут быть необратимые процессы в окружающих колонну цементном кольце и горных породах – гидроразрывы, раскрытие трещин и прочее.

При использовании необработанных цементных растворов на стенках каналов утечки формируется толстая рыхлая фильтрационная корка.

При хорошей приемистости и высоких скоростях нагнетания такая корка легко разрушается потоком цементного раствора. Если она все же перекрывает каналы утечки, то затвердевший камень характеризуется невысокими физико-механическими показателями (особенно при низких температурах), не всегда отвечающими требованиям качественной изоляции.

Цементы с пониженной водоотдачей обеспечивают формирование тонкой и прочной фильтрационной корки. Периодическими остановками процесса при низких скоростях нагнетания наращивание корки ускоряется. В конечном итоге, каналы утечки оказываются надежно изолированными.

Таким образом, если при низкой приемистости скважины использование цементных растворов с пониженной водоотдачей обязательно, то при хорошей приемистости – желательно.[13].

Многолетняя практика цементирования под давлением свидетельствует о том, что лучшие результаты бывают, когда давление нагнетания, достигнув планируемого значения, не снижается после прекращения подачи жидкости в течение от 5 до 10 мин. Тенденция к повышенным давлениям нагнетания не всегда оправдана.

Высокие давления планируют, как правило, при низкой приемистостискважины или, когда последняя практически отсутствует. Утечка жидкости из колонны, в этих случаях, происходит по микроканалам, проникнуть в которые твердая фаза раствора зачастую не может даже при высоких давлениях. Кроме того, частичному заполнению канала утечки способствует высокая водоотдача цементного раствора, вследствие чего подвижность раствора резко снижается, и твердая фаза, кольматируясь, закупоривает зону ввода.

В указанных случаях, когда приемистость скважины меньше 0,5 м3/ч МПа, целесообразно использовать цементные растворы с пониженной водоотдачей. При этом задавливание целесообразно вести при минимальной производительности ЦА с перепуском части продавочной жидкости в мерную емкость агрегата.

Расположение НКТ в зоне фильтра или дефекта колонны при задавливании водоцементных растворов в пласт недопустимо. При наличии перепада давления в поглощающей части скважины из тампонирующей смеси идет интенсивное отфильтровывание жидкой фазы. При использовании водоцементных растворов этот фактор, из-за снижения водоцементного соотношения, вызывает резкое сокращение сроков схватывания смеси, что в совокупности с другими факторами (температура, давление, время проведения операции) может служить причиной прихвата НКТ.

В случае применения цементных растворов, затворенных на дизтопливе, процесс отфильтровывания жидкой фазы идет еще интенсивнее. В интервале перфорации образуется плотная спрессованная пробка из обезвоженного цемента, которая может явиться причиной прихвата НКТ.

Изоляцию сквозных дефектов обсадных колонн следует проводить с оставлением цементного моста против зоны ввода тампонирующей смеси за колонну. Накопленный опыт работ с вымыванием тампонажного раствора из зоны дефекта свидетельствует о низкой эффективности РИР.

Это связано с тем, что при вымыве тампонажного раствора промывочная жидкость под перепадом давления (нередко значительного) фильтруется в зону дефекта и частично размывает формирующийся экран.

На время ОЗЦ, особенно при ремонте колонн, скважину следует оставлять под избыточным давлением, что исключает отдачу задавленного за колонну цементного раствора и обусловливает напряженное состояние стенок скважины под действием внутреннего давления и упругого сопротивления горных пород. При этом затвердевший тампонажный экран будет испытывать дополнительное сжатие от воздействия массива горных пород, окружавших колонну. Допускаемая нагрузка при опрессовке будет увеличена на величину давления, потребного для снятия напряжения сжатия с изоляционного экрана.

Следует иметь в виду, что в обсадных колоннах диаметром 214 мм и более, заполненных водой, происходит гравитационное оседание цементных растворов. Под дефектом колонны или нижней границей устанавливаемого разделительного моста рекомендуется устанавливать взрывпакер или другие несущие устройства.

Избыточное давление в колонне при ОЗЦ имеет значение, превышение которого снижает качество работ. Объясняется это тем, что при разрядке скважины после ОЗЦ, вследствие упругой деформации обсадных труб, происходит отрыв колонны от окружающего цементного кольца. Образующаяся кольцевая щель может служить каналом для жидкости в колонне, допускаемый объем утечки которой при опрессовке строго регламентирован. Можно предположить, что при разрядке скважины происходит разрушение экрана под воздействием упругих деформаций горного массива.

Ориентировочно, величину избыточного давления при ОЗЦ следует устанавливать в пределах 40-60% от достигнутого при цементировании.

Опыт исправительного цементирования свидетельствует, что лучшие результаты бывают, когда достигнутое при нагнетании цементного раствора давление не сбрасывают (для вымыва излишек цемента и подъема НКТ в безопасную зону), а плавно снижают до некоторого значения, при котором скважину, оставляют на ОЗЦ.

Этот прием возможен, когда башмак НКТ устанавливают над интервалом нарушения колонны на расстоянии, вмещающем расчетный объем тампонажной смеси, или при комбинированном способе цементирования, Необходимость разбуривания, в некоторых случаях, цементных стаканов несколько большей протяженности не должна сдерживать применение этого способа, так как разбуривание цемента в общем балансе времени занимает незначительную часть, вполне оправдываемую ожидаемым результатом работ.

Однако необходимо иметь в виду, что при использовании комбинированного способа цементирования необходимо применять пластифицирующие и стабилизирующие добавки, обеспечивающие на расчетное время исходную подвижность раствора. Следует учитывать, что закачанный в скважину необработанный раствор во время подъема НКТ находится в покое и, в связи с процессом структурообразования, может превратиться в непрокачиваемую или малоподвижную массу.

При изоляции сквозных дефектов обсадных колонн продолжительность ОЗЦ должна составлять не менее 3 суток. Исследования свидетельствуют о том, что к этому времени прочность цементного камня достигает удовлетворительных значений.

Через сутки после окончания цементирования в скважине можно проводить необходимые работы. Однако, от разбуривания цементного моста в непосредственной близости к интервалу нарушения колонны (от 15 до м) следует воздержаться до истечения запланированного срока во избежание нарушения цементного кольца от ударов долота и труб о колонну.

Перед опрессовкой колонны необходимо тщательно промыть скважину. Нежелательно попадание в жидкость, заполняющую колонну, воздуха, который может исказить результат испытания на герметичность. Поэтому, перед установкой опрессовочной головки устье скважины должно быть доступно для визуального контроля.

Не следует сразу поднимать давление до требуемого значения. Подавать жидкость рекомендуется при минимальном расходе с периодическими остановками, способствующими равномерному распределению давления на цементный экран.

При выдержке колонны под давлением в течение контрольного времени нагнетательную линию следует отсоединить от опрессовочной головки для визуального контроля за утечками из запорной арматуры.

Если в колонне был установлен разделительный мост (взрыв-пакер), и расстояние до искусственного забоя (h3, м) значительно меньше расстояния до забоя скважины (Н, м), то герметичность колонны следует оценивать по формуле:

где — фактическое снижение давления в колонне при опрессовке, МПа;

PH — наблюдаемое снижение давления, МПа.

Если согласуется с нормативными требованиями, то после разбуривания искусственного забоя герметичность колонны контролируют повторной опрессовкой.

Избыточное давление на устье при опрессовке колонны должно на 10% превышать максимальное пластовое давление. Тем самым исключается возможность пропуска жидкости (газа) через колонну в наиболее жестких режимах эксплуатации или при прорыве флюида из наиболее активного пласта. Одновременно обеспечиваются условия для РИР, связанные с созданием в колонне значительных избыточных давлений (цементирование под давлением, кислотные обработки и др.).

Однако при цементировании под давлением для изоляции дефектов в верхних интервалах обсадных колонн, приуроченных к слабосцементированным высокопроницаемым породам, РИР носят затяжной характер, связаный с многократным повторением операций и не обеспечивают требуемой степени герметичности колонны после ремонта. Это объясняется тем, что тампон из цементного камня не имеет прочной опоры, т.к. подстилается горными породами с низкими значениями давления гидроразрыва и при опрессовке колонны разрушается. Для формирования в таких условиях высокопрочных экранов необходимы специальные тампонажные материалы.

Если использование других методов РИР, связанных с изменением конструкции скважины (спуск дополнительной колонны и др.), по условиям эксплуатации скважины невозможно, то рекомендуется после согласования с геолого-технической службой предприятия-заказчика, как исключение, снизить требования к герметичности отремонтированной колонны.

Действительно, фактический перепад давления на отремонтированый дефект при прорыве флюида из наиболее активного пласта разреза определяется, как разность между внутренним и наружным давлениями на колонну.

С учетом принятого коэффициента запаса прочности надежность изоляции будет обеспечена, если сформированный тампонажный экран будет отвечать нормам герметичности при избыточном давлении в колонне для опрессовки, равном:

где — пластовое давление проявлявшего пласта, МПа;

P — поровое (пластовое) давление горизонта, к которому приурочен дефект колонны, МПа.

Так, при наличии в разрезе скважины газового пласта, характеризующегося = 13 МПа, обсадная колонна, в соответствии с действующими правилами, должна быть герметична при =15 МПа. Если отремонтированный дефект колонны приурочен к горизонту, где =5,0 МПа, то при прорыве газа перепад давления на тампонажный экран составит = 8 МПа.

Перегон газа за колонну будет исключен, если тампонажный экран будет герметичен при =1,1·8 9 МПа.

Подобные скважины при эксплуатации должны находиться под специальным контролем.

При последующих технологических операциях в стволе, связанных с высокими перепадами давления на колонну, дефект может быть изолирован с помощью пакеруюших устройств.

РИР закачкой тампонирующего состава в колонну, заполненную промывочной жидкостью. Схема применяется при условиях, описанных выше, а также в случае притока жидкости после снижения уровня в колонне.

После установки НКТ скважина промывается до выравнивания плотностей жидкости внутри НКТ и затрубном пространстве. На это укажет отсутствие перелива при открытых трубном и затрубном пространствах.

При использовании гелеобразующих составов ЦА-320 обвязывается с нагнетательной линией, а выкидная и приемная трубы насоса агрегата должны быть обвязаны с приемным бачком.

Через НКТ тампонирующая смесь закачивается и продавливается до равновесия столбов жидкости в трубах и кольцевом пространстве.

Для нагнетания смеси в каналы негерметичности в колонне необходимо создать избыточное давление в пределах регламентированного и периодическим подкачиванием добиться его стабилизации. Скважину оставить на ОЗЦ под давлением на 24 ч.

После ОЗЦ, тампонирующий состав, оставшийся в затрубном пространстве и превратившийся в гель, вымывается из скважины.

При использовании отверждающихся тампонирующих составов после восстановления равновесия столбов жидкости в трубах и кольцевом пространстве, нижний конец НКТ необходимо приподнять над уровнем тампонирующей смеси на высоту от 30 до 50 м.

При обратной промывке производится контрольный вымыв для проверки отсутствия тампонирующей смеси в кольцевом пространстве за НКТ.

Для нагнетания смеси в каналы негерметичности в обсадной колонне создается избыточное давление в пределах допускаемого при опрессовке, и периодическим подкачиванием необходимо добиться его стабилизации.

На период твердения состава (ОЗЦ) скважину оставить под давлением не менее давления в затрубном пространстве (Р3).

После ОЗЦ плавным допуском НКТ уточняется верхняя граница тампонажного моста. Для разбуривания моста необходимо использовать трехшарошечное долото, и бурение производить с навеса.[7,13].

РИР с применением МДР (модифицированный доотмывающий реагент). В качестве основного материала используется торф. В результате специальной термохимической обработки исходного торфа создается химически модифицированный торф. Известно, что в торфе содержится значительное количество гуминовой кислоты, которая по своему составу и свойствам похожа на нафтеновые кислоты, содержащиеся в нефти. Гуминовые кислоты создают нерастворимые соединения с многозарядными катионами металлов, в частности нерастворимые гуматы кальция.

Щелочные экстракты торфа используются для направленной кольматации порового объема нефтенасыщенной породы для перераспределения потоков вытесняющей воды из водопромытых зон повышенной проницаемости в зоны, неохваченные вытеснением.

РИР с применением МДР с силикатом натрия Na2SiO3 (жидкое стекло). Технология направлена на решение проблем водоизоляции в высоко- и низкопоглощающих интервалах пластов, ликвидации нарушений эксплуатационных колонн, заколонных перетоков и др.

Применение данной технологии позволяет достичь продолжительного эффекта по изоляции водо-газонасыщенных участков (зон и интервалов обработки), от нефтенасыщенных интервалов добывающих скважин, создать направленное движение нагнетаемой жидкости скважин для ППД и не допустить уход нагнетаемой жидкости в нерабочие интервалы пластов, а также обеспечить максимальное ограничение притока пластовой воды и газа в нефтенасыщенные зоны в процессе эксплуатации скважин.

Состав композиции (I):

• МДР (фракция до 0,16 мм ТЩК (торфо-щелочной концентрат) в количестве 63 % от массы не растворившегося торфа);

• водный 20 %-ный раствор Na2SiO3.

Соотношение компонентов 1 и 2 берется как 1:1, т.е концентрация жидкого стекла в составе соответствует 10 % -там, а МДР разбавляют в 2 раза.

Состав композиции (II):

• МДР (фракция до 0,16 мм ТЩК (торфо-щелочной концентрат) в количестве 63 % от массы не растворившегося торфа);

• водный 40 %-ный раствор Na2SiO3.

Соотношение компонентов 1 и 2 берется как 1:1, т.е концентрация жидкого стекла в составе соответствует 20 % -там, а МДР разбавляется в 2 раза.

Использовать данные композиции рекомендуется в коллекторах с высокой неоднородностью, наличием трещин и в высокопроницаемых водопромытых зонах.

Образующиеся гели, структурированные нерастворившимся торфом, хорошо закрепляются на поверхности пород, не разрушаются при депрессии до 10.0 МПа.

РИР с использованием цементных растворов. В фирме ООО «КАТОБЬНЕФТЬ» РИР производится с использованием отечественного цемента марки «Дюлогцем» фирмы «Дюккердорф (Германия)» с добавлением химических реагентов фирмы «CatGmbН» (замедлитель срока схватывания цементного раствора CAT-CR-180, CAT-CR-220;пластификатор CAT-CDJ-26;

диспергатор CAT-CDJ-12, CAT-CDJ-110; понизитель водоотдачи CATCEL-117, CAT-CEL-110; контроль миграции газа CAT-CEL-117; ускоритель –CEX-201; пеногаситель - CAT-CAF-34, Clea-air-100, Clea-air-300, ТБФ; микросферы LZA-1; глинопорошок – Эм-Ай-гель, новые полимерные и др.

По технологии СК «ПетроАльянс» РИР проводятся. с использованием тампонажных составов на базе цементов стандартов API c химическими добавками, в том числе на основе смол и полимеров.

Технология закачки тампонажных растворов предусматривает ведение работ под давлением через пакеры-ретейнеры с последующей глубокопроникающей и одновременно щадящей перфорацией перфораторами типа «Predotor» и «Prospektor».

РИР с применением гелиевых и цементных растворов, содержащих облегченные цементные добавки, проводятся с целью ликвидации поглощений и изоляции водонасыщенных коллекторов, ликвидации перетоков, негерметичности эксплуатационных колонн. Применение гелевого раствора с содержанием микросор LZA-1 позволяет оттеснить пластовую воду, создав блок-экран из искусственных пузырьков, и тем самым препятствуя проникновению большого количества цемента в пласт.

Затем закачивают низкодисперсный материал – глинопорошок (Эм-Ай-гель).

5 ВИДЫ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ

И ИЗОЛИРУЮЩИХ СОСТАВОВ

5.1 Ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн В данном разделе будет рассматриваться ликвидация двух основных причин негерметичности эксплуатационных колонн — негерметичность резьбовых соединений и сквозных дефектов тела трубы.

Для ликвидации негерметичности резьбовых соединений в обсадных колоннах, в каналы которых не входит обычная водоцементная суспензия, существуют изолирующие составы, которые будут описаны ниже.

Для ликвидации негерметичности сквозных дефектов обсадных колонн рекомендуется использовать цемент или изолирующие составы на его основе с различными добавками, которые также будут описаны ниже.

Состав на основе алкилрезорциновой эпоксифенольной смолы (АЭФС). Поставка АЭФС (товарное название — гидрофобный тампонажный материал — ГТМ-3) осуществляется в металлических бочках емкостью 200 л комплектно с отвердителем полиэтиленполиамином (ПЭПА) партиями по ГОСТ 6242-72.

Гарантийный срок хранения АЭФС при температуре от -45 °С до + °С - 6 месяцев с момента изготовления. По истечении гарантийного срока АЭФС допускается к применению после анализа, подтверждающего активность материала. Алкилрезорциновая эпоксифенольная смола изготавливается сланцеперерабатывающим комбинатом «Кохтла Ярве» в соответствии с ТУ 3830.937-75. Отвердитель ПЭПА марки «Б» выпускается Стерлитамакским химическим заводом в соответствии с ТУ-6-02-594-70.

После смешения АЭФС с отвердителем раствор обладает способностью отверждаться на воздухе в пресной и высокоминерализованной водах, нефти и органических жидкостях. Термостойкость АЭФС +80 °С.

АЭФС хорошо совмещается как с активными, так и с инертными наполнителями (цемент, соль, песок, опилки, кордное волокно и др.).

Образцы из АЭФС, а также АЭФС с цементом имеют повышенную стойкость к агрессивным высокоминерализованным водам и концентрированным кислотам во времени, а также обладают антикоррозионными диэлектрическими свойствами.

Физико-механические параметры образцов из АЭФС и цемента, затворенного на рабочем растворе АЭФС, обладают высокими адгезионными свойствами и повышенной прочностью по сравнению с цементными (таблица 5.1) Технологические параметры рабочих растворов на основе АЭФС Отвержденная смола обеспечивает надежное сцепление с поверхностью горных пород, металла труб и старого цементного камня, смоченных пластовой водой или нефтью. Камень, сформированный из АЭФС или цемента, затворенного на рабочем растворе АЭФС, обладает упруго-пластичными и безусадочными свойствами, газо-, водо- нефтенепроницаем при давлениях до 25 МПа.

Плотность раствора АЭФС легко регулируется в пределах 1050- кг/м за счет введения цемента, вязкость составляет 25-35 с по ВЗ-4.

Фильтрат раствора АЭФС или цемента, затворенного на АЭФС, не содержит воды, отверждается в порах и трещинах горных пород, заполненных флюидом. При смешении АЭФС с водой состав коагулирует с образованием отверждающейся упругопластичной массы.

Для предупреждения преждевременной коагуляции состава АЭФС в процессе его закачивания в зону нарушения, необходимо применять органические безводные буферные жидкости (нефть, дизтопливо и др.).

В соответствии с инструкцией по технологии ликвидации негерметичности обсадных колонн и заколонных перетоков в бурящихся и добывающих скважинах с помощью АЭФС, разработанной ОАО «Сургутнефтегаз», для ликвидации негерметичности резьбовых соединений в обсадных колоннах и перетоков в скважинах, вскрывших пласты с малой и средней проницаемостью (150-800 мД), рекомендуется применять маловязкий рабочий раствор АЭФС с 1-5 %-тами отвердителя ПЭПА.

Для приготовления рабочих растворов на основе АЭФС на скважине используется стандартная цементировочная техника (ЦА-320М, СМН-20, СМ-4 и др.).

Отвердитель ПЭПА вводится в состав смолы непосредственно перед его закачиванием в ствол скважины. При введении отвердителя в АЭФС и перемешивании происходит экзотермический процесс с выделением тепла и нагрева раствора. Продолжительность экзотермической реакции составляет 25-45 мин., после чего рабочий раствор приобретает исходную температуру.

В зависимости от количества вводимого отвердителя и цемента изменяются технологические параметры рабочих растворов смолы (таблица 5.1).

Для ликвидации негерметичности обсадных колонн ориентировочный расход рабочего раствора смолы составляет 20-50 л на 1 м интервала нарушения.

Продолжительность приготовления рабочего раствора смолы, его закачивание и задавливаиие в интервал нарушения не должны превышать 1-1,5 часа, в зависимости от забойной температуры или температуры в интервале нарушения обсадной колонны.

Для проведения ремонтно-изоляционных работ с применением АЭФС на скважине необходимо иметь: ЦА-З20М, СМ-4, компрессор, гидромеханический пакер, автоцистерну с буферной жидкостью (безводная нефть, дизтопливо), осреднительную мерную емкость, АЭФС с отвердителем ПЭПА и другое оборудование.

Способ ликвидации негерметичности с помощью АЭФС заливкой под давлением применим в скважинах с любой приемистостью.

Для приготовления рабочего раствора смол и проведения изоляционных работ обвязывается оборудование, согласно рисунку 5.1.

Рисунок 5.1 – Схема обвязки оборудования при ликвидации негерметичности обсадной колонны с помощью АЭФС заливкой под давлением Водяной насос ЦА-320М со смолой подключить к смесительной машине (СМ-4 или СМН-20). Перед приготовлением смоляного или смолоцементного растворов насосы и все нагнетательные линии необходима заполнить первой порцией буферной жидкости (нефть или дизтопливо). Второй ЦАМ с продавочной жидкостью обвязать с затрубным пространством. В левую половину мерной емкости ЦА-320М загрузить необходимое количество буферной жидкости (безводные нефть, дизтопливо или дистиллят).

Одновременно со сливом из бочек в чанок заданного количества АЭФС, равномерно ввести требуемое количество (1-5%) отвердителя (ПЭПА). Смесь откачать в правую мерную емкость ЦА-320М и при круговой циркуляции перемешать в течение 5-10 мин., после чего рабочий раствор готов для нагнетания в скважину.

По колонне НКТ при открытом кольцевом пространстве последовательно закачать 100-200 л буферной жидкости (первый буфер), 2/3 расчетного объема раствора смолы и 1/3 объема рабочего раствора смолоцемента для моста, 200 л буферной жидкости (второй буфер) и расчетное количество продавочной жидкости, до равновесия столбов жидкости в колонне НКТ и кольцевом пространстве.

Приподнять открытый конец колонны НКТ выше уровня тампонажного состава на 80-100 м. При обратной промывке произвести контрольный вымыв для проверки отсутствия тампонажного состава в кольцевом пространстве и в колонне НКТ.

Тампонажный состав задавить в интервал нарушения и за обсадную колонну из расчета оставления 10-15 м моста над зоной нарушения. Давление задавливания не должно превышать величины допустимого давления опрессовки обсадной колонны, проведенной перед РИР.

При указанном давлении скважину герметизировать и оставить в покое на 24-72 часа для ожидания затвердевания смолоцементного камня (ОЗСЦК).

Мерные емкости ЦА, в которых была смола, и нагнетательные линии к устью скважины отмыть 0,5-1,0 м буферной жидкости или глинистым раствором.

По истечении времени ОЗСЦК допуском НКТ нащупать голову моста, опрессовать мост, после чего колонну НКТ извлечь из скважины.

Для эффективного разбуривания смолоцементного камня, который к этому времени еще обладает упруго-эластичными свойствами, следует применять трехшарошечное долото типа Т.

Гелеобразующие составы (ГОС). ГОС применяются для герметизации резьбовых соединений эксплуатационных колонн, в том числе и в газлифтных скважинах.

Гелеобразующие составы (таблицы 5.2, 5.3), разработанные во ВНИИБТ, представляют собой водные растворы полиакриламида. При добавлении в них сшивающих агентов — формалина и водорастворимой смолы или солей хрома происходит пространственная сшивка и образование гидрогеля.

Количество компонентов, необходимых для приготовле-ния 1 м3 вязкоупругих композитных систем на основе водорастворимых смол Количество компонентов, необходимых для приготовления 1 м3 вязкоупругих систем с солями хрома Количественные соотношения реагентов Время гелеобразования составов регулируется изменением содержания сшивающих добавок.

При подборе рецептур и приготовлении состава следует руководствоваться РД 39-1-465-80 «Руководство по применению вязкоупругих композитных систем при проведении геолого-технических мероприятий в скважинах»

и «Временной инструкцией по приготовлению ВУГ-2» (ВНИИКрнефть).

Для приготовления составов набрать в мерную емкость ЦА-320 расчетный объем воды и создать круговую циркуляцию. Постепенно добавить расчетное количество ПАА и перемешивать до получения однородной массы. Время перемешивания зависит от марки ПАА: 0,5-1 ч при использовании 8% гелеобразного ПАА; 2-3 ч - 50% сухого ПАА; 15- мин. — импортного ПАА. Ввести последовательно после перемешивания предыдущего компонента смолу, затем формалин или бихромат натрия, затем тиосульфат натрия.

Гелеобразующий состав «ГАЛКА» (разработчик ИХН (г.Томск) и товарной формы – ВНИИЦ «НГТ»). Представляет собой слегка желтоватую жидкость, плотностью 1190-1210 кг/м3, температура замерзания – 20 – 25 °С.

Технологический процесс получения реагента представляет собой растворение карбамида [(NH2)2CO] в 20,0 % - том растворе отхода хлористого алюминия (AlCl3).

Физико-химическая сущность процесса создания барьеров для фильтрации воды в продуктивном пласте с помощью состава «ГАЛКА» заключается в том, что под действием температуры продуктивного пласта (+70 °С и выше) происходит химическое превращение компонентов с образованием геля гидрата окиси алюминия [Al(OH)3].Карбамид в водной среде гидролизуется с образованием аммиака (NH3) и двуокиси углерода (CO2) по схеме:

AlCl3+3NH3+3H2O Al(OH)3+3NH4Cl.

Образующийся гель гидроксида алюминия препятствует фильтрации воды в водонасыщенной части продуктивного пласта и приводит к перераспределению фильтрационных потоков, выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин, снижению обводненности продукции добывающих скважин.

Существует твердые товарные формы композиции «ГАЛКА»:

• ГАЛКА- Термогель - С - для пластов с t > +70 С;

• ГАЛКА- Термогель - У - для пластов с t = 40-70 С;

• ГАЛКА- Термогель - НТ - для пластов с t = 20-40 С.

Гелеобразующий состав (пеногель) – композиция «МЕТКА» - разработчик ИХН (г.Томск). Этот состав может использоваться как эффективное средство ограничения водопритоков, ликвидации заколонных перетоков, предотвращения прорыва газа, ликвидации газовых конусов и др.

В состав композиций «МЕТКА» входят продукты промышленного отечественного производства.

Гелеобразующий состав «РОМКА» - разработчик ИХН (г.Томск).

Этот состав применим при комплексной технологии ограничения водопритоков в нефтяных и газовых скважинах. Может использоваться (как и состав «ГАЛКА» и «МЕТКА») для увеличения охвата пласта воздействием, регулирования фильтрационных потоков, ограничения водопритоков при заводнении и паротепловом воздействии.[7,13].

Составы на основе нефтеводной эмульсии (разработчик – фирма «Нафта – С», специально для применения на нагнетательных скважинах ОАО «ЮНГ».