Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

PEMOHTHO-ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ
Эксплуатационная нефтяная или газовая скважина должна представлять собой долговечный герметичный канал для транспортирования нефти или газа от продуктивного пласта до земной поверхности, что обеспечивается качественным разобщением пластов и наличием в скважине прочной обсадной колонны. Обеспечение этих условий является основной задачей первичного цементирования нефтяных и газовых скважин Однако некачественная крепь — это источник осложнений в течение всей жизни скважин, вызывающий необходимость проведения ремонтных работ. Некачественное цементирование — весьма частое явление, так как связано с вытеснением бурового раствора тампонажным, а этот процесс в стесненном заколонном пространстве не всегда происходит удачно.
5.1. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ (РИР) И ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ВЫПОЛНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОПЕРАЦИЙ
Работы по ремонту крепи включают исправление негерметичности цементного кольца, наращивание цементного кольца за колонной, устранение негерметичности колонны и изоляцию подошвенных, контурных и нагнетаемых вод. План ремонта скважины должен включать геолого-технические данные, причины и цель ремонта, состояние ствола к моменту ремонта, перечень намеченных мероприятий, описание технологического цикла ремонтных работ с указанием количественных характеристик параметров операций, а также ответственных исполнителей по каждой технологической операции
140
5.1.1. ТЕРМИНОЛОГИЯ
НКТ — насосно-компрессорные трубы.
ОЗЦ — ожидание затвердения цементного ра-
створа (или другой тампонирующей смеси)
Трубное простран-----пространство внутри НКТ.
ство
Затрубное про-----кольцевое пространство между НКТ и
странство эксплуатационной колонной.
Заколонное про-----кольцевое пространство за эксплуата-
странство ционной колонной в необсаженном интер-
вале ствола скважины
Межколонное про-----кольцевое пространство за эксплуата-
странство ционной колонной в обсаженном интер-
вале ствола скважины.
Межколонное (зако-----давление в межколонном (заколонном,
лонное, затрубное) затрубном) пространстве, давление
Задавленная (заглу-----скважина, ствол которой заполнен бу-
шенная) скважина ровым раствором, гидростатическое давление которого уравновешивает пластовое давление
Колонна-летучка —перекрывающее устройство, состоящее (летучка) из одной или нескольких соединенных
между собою обсадных труб, устанавливаемых в обсадной колонне большого диаметра в интервале ее дефекта
Разрядить скважину — снизить давление в эксплуатационной колонне на устье до атмосферного.
«Скользящее» там-----метод тампонирования под давлением,
понирование при котором тампонирующая смесь про-
качивается по затрубному пространству скважины под избыточным давлением.
Закачивание тампо-----подача приготовленной тампонирующей
нирующей смеси, смеси, бурового раствора или технологи-бурового раствора ческой жидкости в НКТ (затрубное или или технологичес- межколонное пространство, обсадную кокой жидкости (зака- лонну). чивание)
Продавливание там-----закачка расчетного количества бурово-
понирующей смеси, го раствора в НКТ (заколонное, затруб-технологической ное или межколонное пространство, об-Жидкости или меха- садную колонну) для транспортирования
141
нического устрой- тампонирующей смеси (технологической ства (продавлива- жидкости или механического устройства) ние) на заданную глубину скважины.
Задавливание там-----нагнетание тампонажной смеси в изо-
понирующей смеси лируемую зону заколонного (межколонно-(задавливание) го) пространства скважины.
Зона ввода — отверстия в обсадной колонне, через
которые внутренняя полость обсадной колонны сообщается с заколонным (межколонным) пространством.
5.1.2. ПОДГОТОВКА К РИР
Перед началом производства ремонтных работ крепи скважин наземные сооружения, буровое и вспомогательное оборудование, инструменты и контрольно-измерительные приборы, исходя из предстоящих работ на скважине, должны быть проверены и приведены в соответствие с действующими требованиями, обеспечивающими безопасное проведение работ.
Подготовка насосно-компрессорных (НКТ) и бурильных труб осуществляется в соответствии с действующими РД. На трубных базах производят гидравлические испытания, калибровку резьб, шаблонирование, маркировку и сортировку труб. Транспортирование труб на скважину должно производиться специальным транспортом. При погрузке между рядами труб размещают деревянные прокладки, предохраняющие трубы от ударов. При этом концы труб не должны свешиваться или выступать за габариты транспортного средства более чем на 1 м. Транспортирование труб без предохранительных колец и ниппелей запрещается. При разгрузке и укладке труб у скважины необходимо, чтобы муфтовые концы были направлены в сторону устья скважины. Не допускается сбрасывать трубы, ударять их друг о друга, перетаскивать волоком.
Непосредственно на буровых проводят наружный осмотр, повторное шаблонирование, укладку труб в порядке спуска в скважину и замер их длины.
Опыт показал, что на каждые 1000 м, необходимых для работы труб, требуется подготовить дополнительно 50 м резервных труб.
Подготовленные трубы укладывают штабелями на стеллажи в порядке очередности спуска в скважину, между рядами помещают деревянные прокладки. Торцы муфт каждого ряда труб устанавливают на общей прямой линии.
142
Составление колонны НКТ для различных операций при рИР осуществляется согласно РД 39-1-306-79 и имеет свои специфические особенности. Для тампонажных и вспомогательных работ обычно применяются НКТ размером 60, 73, 89, Ц4 мм. Для цементирования используют новые или незначительно изношенные трубы. При тампонажных и вспомогательных работах в глубоких скважинах, исходя из условий прочности на разрыв, следует применять комбинированные колонны труб. Основные размеры НКТ приведены в табл. 5.1.
Выбор размеров труб производится в зависимости от глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны согласно данным, приведенным ниже.
Диаметр эксплуатационной колонны, мм 178 и более 168 140, 146 Диаметр заливочных труб, мм 114 или 89 89 или 73 73 или 60
Допустимые глубины спуска НКТ определяют из расчета прочности резьбовых соединений труб. Предельная безопасная глубина спуска труб вычисляется по следующим формулам:
для гладких труб
ДСП
Qcrp
K2gqT для равнопрочных труб (с высаженными наружу концами)
ДОП т, '
К2рмд
где К2 — коэффициент запаса прочности, К2=1,3 — 1,5; qT — масса 1 м труб, кг; g — ускорение силы тяжести, g = 9,8 м/с2; р„ — плотность материала труб, кг/м3; QCTp — страгивающая нагрузка для резьбового соединения, рассчитывается по формуле Яковлева, Н; от — предел текучести материала труб, Па; 1ДОП — допустимая глубина подвески труб, м (значения 1ДОП приведены в табл. 5.1).
Определение допустимых глубин списка комбинированных Двухступенчатых колонн производится следующим образом.
Условие прочности верхней трубы определяется уравнением:
2
гДе h, и h2 — длина нижней и верхней ступени соответственно, м;
143
Основные размеры НКТ для тампонажных и вспомогательных работ
Таблица 51
Условный диаметр грубы, мм Наружный диаметр трубы, мм Толщина стенки, мм Внутренний диаметр, мм Наружный диаметр, муфты, мм Теоретическая масса, кг Допускаемая осевая нагрузка, кН (К2 = 1,5) Допускаемая глубина спуска, м (К2 = 1,5)
1 м гладкой трубы двух высадок муфты группа прочности стали группа прочности стали
А К Е Л М д К Е Л М
Гладкие НКТ
60 60,3 5,0 50,3 73,0 6,84 - 1,3 150 200 210 250 290 2140 2860 3000 3570 4140
73 73,0 5,5 62,0 89,0 9,16 - 2,4 200 260 290 340 390 2110 2750 3060 3590 4120
73 73,0 7,0 59,0 89,0 11,39 - 2,4 270 360 390 460 530 2310 3080 3340 3930 4530
89 88,9 6,5 76,0 107,0 13,22 - 3,6 290 390 420 500 580 2120 2850 3070 3650 4240
102 101,6 6,5 88,6 121,0 15,22 - 4,5 330 430 470 550 640 2090 2720 2980 3490 4060
114 114,3 7,0 100,3 132,5 18,47 - 5,1 400 520 570 680 780 2020 2720 2980 3560 4080
НКТ с высаженными наружу концами
60 60,3 5,0 50,3 78,0 6,84 0,7 1,5 220 290 330 380 440 3250 4280 4800 5560 6450
73 73,0 5,5 62,0 93,0 9,10 0,9 2,8 300 390 440 510 590 3250 4280 4800 5560 6450
73 73,0 7,0 59,0 99,0 11,39 0,9 2,8 370 490 550 630 735 3250 4280 4800 5560 6450
89 88,9 6,5 76,0 114,3 13,22 1,3 4,2 430 570 630 735 850 3250 4280 4800 5560 6450
89 88,9 8,0 73,0 114,3 15,98 1,3 4,2 520 680 770 890 1030 3250 4800 4800 5560 6450
102 101,6 6,5 88,6 127,0 15,22 1,4 5,0 495 650 730 850 980 3250 4280 4800 5560 6450
114 114,3 7,0 100,3 141,3 18,47 1,6 6,3 600 790 890 1030 1190 3250 4280 4800 5560 6450
qTi и Чт2 — масса 1 м труб соответственно нижней и верхней ступени, кг;
Q, — максимальная растягивающая нагрузка для верхней трубы, Н.
Для гладких труб Q = QCTp.
Для труб с высаженным наружу концами Q = ат fc, где fc —площадь поперечного сечения трубы, м2.
Решая приведенное уравнение относительно различных сочетаний диаметров, получаем для составных колонн уравнения, приведенные в графической форме на рис. 5.1—5.5.
Пример. По номограмме рис. 5.8 для составной колонны гладких НКТ 114x73 (5,5) мм из стали группы прочности Д при h2= 1500 м, получаем 1^= 1200 м.
Независимо от целей РИР в первую очередь выясняют техническое состояние обсадной колонны и глубину фактического забоя скважины путем спуска в скважину печати на НКТ или бурильных трубах. Если инструмент спускают впервые, то обследование состояния колонны необходимо производить полномерной конусной печатью, имеющей диаметр на 6—7 мм меньше, чем внутренний диаметр обсадных труб. При посадке печати выше требуемой глубины размер следующей спускаемой печати уменьшают на 6—12 мм до получения ясного отпечатка, характеризующего величину и характер нарушения колонны. С этой же целью, а также для характеристики посторонних предметов на забое скважины после конусной спуска-
3000
2000
1000 -
I
J_
О 1000 2000
10 Заказ 129
3000
h2,M
Рис. 5.1. Номограмма для расчета длины секций составных колонн НКТ из стали группы прочности Д:
1 — 73(5,5)х60 мм,
2 — 73(7)х73(5,5) мм,
3 — 89x73(5,5) мм;
4 — 114x89 мм,
5 — 114x73(5,5) мм,
6 — 73(5,5)х60 мм (высаженные),
7 — 89x73(5,5) мм (высаженные)
145
h,,M
4000
3000
2000
1000
О 1000
2000
3000
4000
h,,M
Рис. 5.2. Номограмма для расчета длины гекций составных колонн НКТ из стали группы прочности К:
1 — 73(5,5)х60 мм,
2 — 73(7)х73(5,5) мм,
3 — 89x73(5,5) мм,
4 — 114x89 мм,
5 — 114x73(5,5) мм,
6 — 73(5,5)х60 мм (высаженные),
7 — 89x73(5,5) мм (высаженные)
h,,M
4000'
3000
2000
1000
О 1000 2000 3000 4000
|2,м
Рис. 5.3. Номограмма для расчета длины секций составных колонн НКТ из стали группы прочности Е:
1 — 73(5,5)х60 мм,
2 — 73(7)х73(5,5) мм,
3 — 89x73(5,5) мм,
4 — 114x89 мм,
5 — 114x73(5,5) мм,
6 — 73(5,5)х60 мм (высаженные),
7 — 89x73(5,5) мм (высаженные)
ют плоскую печать В процессе обследования производят одноразовую посадку печати при нагрузке не более 20 кН. В скважинах глубиной до 800 м допускается спуск печати на стальном канате. Необходимо иметь в виду, что без предварительного обследования ствола находившейся в эксплуатации сква-
146
h,,M 5000
4000 3000 2000 1000
1000 2000 3000 Ч4000 5000 h2,M
Рис. 5.4. Номограмма для расчета длины секций составных колонн НКТ из стали группы прочности Л:
1 — 73(5,5)х60 мм,
2 — 73(7)х73(5,5) мм,
3 — 89x73(5,5) мм,
4 — 114x89 мм,
5 — 114x73(5,5) мм,
6 — 73(5,5)х60 мм (высаженные) ,
7 — 89x73(5,5) мм (высаженные)
h,,M 6000
5000 4000 3000 2000 1000
О 1000 2000 3000 I000 5000 6000
Рис. 5.5. Номограмма для расчета длины секций составных колонн НКТ из стали группы прочности М:
1 — 73(5,5)х60 мм,
2 — 73(7)х73(5,5) мм,
3 — 89x73(5,5) мм,
4 — 114x89 мм,
5 — 114x73(5,5) мм,
6 — 73(5,5)х60 мм (высаженные),
7 — 89x73(5,5) мм (высаженные)
ясины печатями определение глубины забоя шаблонами, спускаемыми на металлической проволоке или каротажном кабеле, производить нельзя.
10*
147
5.1.3. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИНЫ
Исследование скважин при планировании и осуществлении ремонта крепи выполняют в целях:
— выявления и выделения интервалов негерметичности обсадных колонн и цементного кольца за ними;
— изучения гидродинамических и температурных условий ремонтируемого участка ствола;
— контроля положения муфт обсадной колонны, интервалов перфорации, искусственного забоя, инструмента, спущен ного для ремонтных операций, вспомогательных мостов, изолирующий патрубков;
— оценки качества промежуточных операций и ремонта в целом.
Исследования проводятся технологическими и геофизическими методами. Метод или комплекс методов выбирают, исходя из цели ремонта и состояния скважины, после тщательного изучения особенностей ее строительства и процесса эксплуатации.
Включаемые в план ремонта скважины параметры исследования крепи скважины указаны в табл. 5.2.
Глубину или интервал расположения нарушения колонны определяют методами расходометрии, резистивиметрии, термометрии. Если колонна имеет несколько нарушений с различной пропускной способностью, все нарушения указанными методами могут не выявиться Поэтому после исследований интервал колонны над верхним нарушением проверяют на герметичность, а нижние предполагаемые интервалы негерметичности отключают путем установки песчаной или цементной пробки или пакера. После проведения изоляционных работ исследования повторяют.
При незначительных приемистости и притоке через нарушение, когда негерметичность колонны по жидкости регистрируется лишь падением давления при опрессовке, глубину дефекта можно определить поинтервальной опрессовкой колонны вязкой жидкостью или сжатым газом. Эти методы применяют, когда в процессе эксплуатации наблюдаются межколонные газопроявления на устье скважины.
148
Таблица 52
Параметры исследования крепи скважины
Технологический метод
исследования крепи
скважин
Параметры исследования, которые следует указывать в утверждаемом пл-ше работ
Опрессовка колонны
Поинтервальная опрес-совка
Снижение и прослеживание восстановления уровня жидкости в колонне
Определение пропускной способности нарушения или специальных отверстий в колонне
Шаблонирование колонны
Снятие отпечатка с дефекта крепи
Прокачивание йндйкато-Ра (красителя)
Глубина установки моста (пакера), отключающего интервал перфорации (нарушения); тип и плотность жидкости опрессовки, величина устьевого давления опрессовки
Глубина установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения), глубина спуска насосно-компрессорных труб; тип, вязкость, плотность и объем вязкой буферной жидкости; тип, вязкость и плотность промывочной жидкости; направление прокачивания (прямое, обратное); объем прокачивания и число этапов прокачивания вязкой буферной жидкости; продолжительность и устьевое давление опрессовки
Глубина установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения), способ и глубина снижения уровня жидкости в скважине, способ и периодичность регистрации положения уровня в скважине
Режимы продавливания жидкости через нарушение колонны, устьевое давление на каждом режиме; тип; плотность и вязкость продавливаемой жидкости
Тип, материал, наружный диаметр и длина шаблона, тип (насосно-компрессорные, бурильные) и условный диаметр труб для спуска шаблона, скорость спуска шаблона, величина максимальной разгрузки труб при остановке шаблона в процессе спуска в скважину; интервал (глубина) шаблонирования
Тип печати (плоская, конусная и др ), материал поверхности для снятия отпечатка; наружный диаметр и длина печати, тип и условный диаметр труб (троса) для спуска печати, глубина спуска печати, величина разгрузки труб и необходимость промывки при посадке печати
Тип или химический состав индикатора, концентрация и объем раствора индикатора
149
5.1.4. ГИДРОАЭРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОИСКА МЕСТ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Определение местоположения негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн
Каналами в резьбе являются щелевые зазоры раскрытостью в десятые и сотые доли миллиметра. Пропускная способность таких каналов столь незначительна, что при опрессовке непрерывная закачка жидкости при допускаемых для обсадных колонн давлениях невозможна. После прекращения прокачки избыточное давление в колонне постепенно снижается. При этом величина снижения давления в течение контрольного времени опрессовки может быть в пределах допускаемой, т. е. обсадная колонна в соответствии с действующими нормами может считаться герметичной. Однако при освоении или эксплуатации скважин выделяющийся из нефти растворенный газ проникает через негерметичную резьбу и, скапливаясь в заколонном пространстве, осложняет процесс добычи нефти.
Местоположение каналов утечки флюидов из колонны часто определяют гидроаэродинамическими методами. Гидроаэродинамические методы исследования включают поинтер-вальную опрессовку негерметичной колонны газообразным агентом или пачкой высоковязкой жидкости. Поинтервальная опрессовка обсадных колонн газообразным агентом осуществляется для поиска мест утечки газа, являющихся причиной межколонных проявлений на устье при освоении и эксплуатации скважин.
Поинтервальную опрессовку обсадных колонн пачкой высоковязкой жидкости проводят, если негерметичность колонны по жидкости регистрируется лишь падением давления при опрессовке. В последнем случае нередко применяют поинтер-вальную опрессовку колонны с помощью пакера.
Поиск интервала негерметичности методом поинтервальной опрессовки колонны газообразным агентом
Для определения интервала негерметичности методом поинтервальной опрессовки на скважине устанавливают цементировочный агрегат (ЦА), газонагнетающий агрегат — автомобильную газификационную установку (АГУ) со сжиженным азотом или паропроизводительную установку (ППУ). По согласованию с местными органами РГТИ допускается приме-
150
Рис. 5.6. Схема поинтервальной опрессовки колонны газообразным агентом:
1 — НКТ; 2 — газонагнетающий агрегат; 3 — мерная емкость, 4, 5 — манометры; 6, 7 — краны
нение воздушного компрессора (УКП-80 и др.).
Затрубное пространство скважины обвязывают с газонагнетающим агрегатом 2, а трубное — с мерной емкостью 3 цементировочного агрегата (рис. 5.6). Для опорожнения и опрессовки исследуемого интервала через открытый кран 6 в затрубном пространстве подают газообразный агент. При этом замеряют объем вытесняемого из НКТ бурового раствора, поступающего через открытый кран 7 в мерную емкость.
Положение уровня жидкости в колонне h определяется по формуле
h =V /V 11 VM' vo'
где VM — объем жидкости, вытесненной в мерную емкость, м3; V0 — объем
1 м затрубного пространства скважины, м3.
При достижении уровня жидкости глубины h,
равного 50—100 м, закрывают кран 7. Продолжая нагнетать газ (пар), давление в затрубном пространстве доводят до величины не менее р3.
Затем подачу газообразного агента прекращают, кран 6 перекрывают. Скважину выдерживают под давлением в течение времени Тв.
Если за это время давление в межколонном пространстве не возросло, то открывают кран 7 и, продолжая нагнетать газ (пар) в затрубное пространство, дополнительно снижают уровень в затрубном пространстве на величину от 50 до 100 м.
Очередной интервал колонны спрессовывают таким же способом и в том же порядке. Участки колонны спрессовывают до тех пор, пока повышение давления в межколонном пространстве не укажет на наличие негерметичности в очередном исследуемом интервале. Затем скважину заполняют буровым раствором до устья.
151
Определение интервала негерметичности поинтервальной опрессовкой обсадной колонны высоковязкой жидкостью '
В этом случае в качестве высоковязких жидкостей используются загущенные водные растворы полимеров (например, КМЦ, ПАА и др.). Рецептуры растворов подбирают в лабораторных условиях.
Вязкость этих растворов, как показывает практика, должна быть не менее чем в 10 раз выше вязкости бурового раствора.
Башмак НКТ располагают на расстоянии 5—10 м выше искусственного забоя или цементного моста, установленного над интервалом перфорации. Колонну спрессовывают, фиксируют величину падения давления Др.
В специальной емкости или мерной емкости ЦА приготавливают не менее 1 м3 высоковязкого раствора. При открытом выкиде из затрубного пространства закачивают приготовленный раствор в НКТ. Высоковязкий раствор промывочной жидкостью продавливается и вытесняется из НКТ.
Выкид из затрубного пространства закрывают и, продолжая закачку бурового раствора, доводят давление в затрубном пространстве эксплуатационной колонны до значения, допускаемого при опрессовке. Колонну выдерживают под давлением в течение контрольного времени, фиксируют величину снижения давления Др. Если результат опрессовки не отличается от данных, полученных ранее, то снижая давление в затрубном пространстве и продолжая закачивать буровой раствор в НКТ, перемещают высоковязкий раствор по затрубному пространству для опрессовки следующего, расположенного выше интервала колонны.
Поинтервальную опрессовку продолжают до тех пор, пока резкое снижение Др не укажет на перекрытие высоковязкой жидкостью негерметичного интервала колонны. Количество продавочной жидкости для очередного перемещения высоковязкого раствора должно составлять не более 80% от его объема.
Местоположение верхней LB и нижней LH границ интервала негерметичности определяют по формулам:
г -и 0.8Ув.
!_. R — гт. 1 П ,
в 1 V
' гч
152
Здесь: Н, — длина НКТ, м; VD — объем высоковязкой жидкости, м3; V0 — объем 1 м затрубного пространства эксплуатационной колонны, м3; п — порядковый номер спрессовываемого интервала колонны, где установлена негерметичность.
Определение местоположения сквозных дефектов обсадных колонн
Если негерметичность колонны характеризуется поглощением бурового раствора при проверке на приемистость, то поинтервальную опрессовку колонны следует производить при спуске пакера в скважину через каждые 300 — 500 м. После установки пакера опрессовке рекомендуется подвергать под-пакерное пространство. Это ускоряет процесс поиска, так как не требуется герметизация затрубного пространства. Отсутствие поглощения при очередном цикле опрессовки укажет на наличие нарушения в интервале наращенных труб. Местоположение нарушения можно уточнить при последующем подъеме пакера опрессовкой колонны, при необходимости — после каждой поднятой трубы. Если при проверке скважины на приемистость наблюдается выход циркуляции на поверхность и количество закачиваемой и вытекающей жидкости одинаково, то осуществляют закачку индикатора (красителя). Глубину дефекта LB определяют по формуле:
L -
0,7850

где Vn — объем закачанной в скважину продавочной жидкости (включая объем раствора индикатора) до появления красителя на поверхности; DK — внутренний диаметр кондуктора (промежуточной колонны).
В прошаблонированных полномерной печатью обсадных колоннах, негерметичность которых характеризуется поглощением бурового раствора при проверке на приемистость, применяется метод определения местоположения дефекта путем продавливания цементировочной пробки по колонне.
Продавочная пробка, используемая при цементировании обсадных колонн, вводится с поверхности внутрь колонны, а затем проталкивается буровым раствором, нагнетаемым с ус-
153
тья скважины. Количество закачиваемого раствора должно быть не меньше объема колонны. Глубину нарушения определяют по месту остановки пробки, которое устанавливается с помощью аппарата Яковлева. Конструкцией пробки может быть предусмотрена возможность ее извлечения из скважины с помощью приспособления для захвата ловильным инструментом.
Исследование зацементированного заколонного пространства
Для определения интервала и качества цементирования колонны используют аппаратуру акустического и гамма-контроля цементирования. Ввиду принципиального различия информации, получаемой указанными методами, рекомендуется совместное их использование.
Для определения наличия интервалов и направления перетоков флюидов за эксплуатационной колонной применяют термометрию в соответствии с РД, а на участках ствола, прилегающих к интервалу перфорации, также метод радиоактивных изотопов и другие методы. Исследования перетоков за кондуктором или промежуточной колонной выполняют снятием термограмм по внутреннему пространству эксплуатационной колонны либо кольцевому зазору между эксплуатационной колонной и кондуктором (промежуточной колонной).
Перед исследованием скважину заполняют жидкостью до устья в стволе и кольцевом пространстве между колонной и кондуктором (промежуточной колонной) и оставляют в покое на 48 ч. При высоком положении статического уровня предпочтительнее проводить замеры в колонне.
Замеры по кольцевому зазору выполняют серийными электротермометрами диаметром 32 и 35 мм, которые спускают на одно- или трехжильном кабеле с регистрацией показаний каротажными станциями АКС или АПЗА. Замер может быть проведен между 146-мм и 245-мм или 324-мм колоннами, а также между 168-мм и 299-мм или 324-мм колоннами. Перед исследованием кольцевое пространство за колонной шаблонируют и определяют положение уровня жидкости.
Для оценки возможности и целесообразности повторного тампонирования обсадной колонны методом обратного цементирования и определения необходимого объема тампонажного раствора проводится термометрия с закачкой жидкости в кольцевое пространство с устья. Термометр спускают в колонну. С контрольной термограммой сравнивают кривые, снятые после закачивания воды в объеме 3—4 м3 (первая порция) и двух
154
объемов предполагаемой зоны цементирования (вторая порция). В первом случае снимают замер через 20—30 мин., во втором — через 20—30 мин. и 1,5—2 ч. Температура закачиваемой воды должна отличаться от температуры горных пород не менее чем на 4—6° С.
Исследованиями могут быть выявлены:
глубина, до которой наблюдается движение жидкости за колонной и кондуктором (промежуточной колонной);
интервалы поглощения закачиваемой жидкости;
нарушение в кондукторе (промежуточной колонне) и глубина нарушения.
Для уточнения температурных условий в заданной зоне ствола скважины перед РИР в НКТ через лубрикатор спускают электротермометр. После выполнения замера температуры на заданной глубине и закачки бурового раствора имитируют планируемый процесс цементирования, регистрируя изменение температуры. После прокачивания жидкости, не перемещая прибор из заданной зоны, выполняют запись восстановления температуры во времени. Данные исследования используют при подборе композиции тампонажных растворов, резко реагирующих на изменение температуры, и определении сроков проведения отдельных операций в процессе тампонирования скважин. Все п-ромыслово-геофизические исследования проводят по специальным планам.
5.2. ТАМПОНАЖНЫЕ РАБОТЫ ПРИ РЕМОНТЕ КРЕПИ СКВАЖИН
Основным методом ликвидации негерметичности обсадных колонн и заколонного пространства является тампонирование под давлением. Этот и другие методы РИР включают вспомогательные операции по установке разделительных тампонажных мостов, наращиванию цементного стакана, насыпке песчаных пробок, намыву наполнителей. Тампонажные материалы и технологические схемы проведения тампонажных работ следует выбирать в зависимости от целей РИР, геолого-технических и гидротермальных условий в изолируемой зоне скважины.
Способ тампонирования под давлением необходимо планировать в зависимости от положения динамического уровня жидкости в колонне при проверке скважины на заполнение и расчетной продолжительности операции Т, которая должна
155
составлять не более 75% от срока загустевания Т3, используемой тампонирующей смеси:
Т = 0,75 Т3.
При тампонировании под давлением в зависимости от условий необходимо провести дополнительные работы и расчеты.
5.2.1. РАСЧЕТЫ ПРИ ПРОВЕРКЕ СКВАЖИНЫ НА ПРИЕМИСТОСТЬ
В зависимости от положения динамического уровня в колонне при проверке скважины на заполнение устанавливается перечень допускаемых способов тампонирования под давлением (табл. 5.3). В заполняющихся скважинах указанный перечень уточняется по результатам проверки скважины на приемистость, наличию или отсутствию обратной отдачи пластом части закачанной жидкости.
Количество жидкости, отдаваемое пластом, определяется следующим образом. Перед проверкой на приемистость скважину следует промыть в течение не менее одного цикла циркуляции до выравнивания плотностей Жидкости в трубах и затрубном пространстве.
После прекращения нагнетания жидкости для проверки скважины на приемистость скважину оставляют в покое на 10—15 мин. и фиксируют установившееся в колонне давление Ру. Затем открывают выкид из затрубного пространства и замеряют объем вытекающей жидкости Уж. По номограмме на рис. 5.7 определяют объем вытекающей жидкости Vy, обусловленный упругими деформациями обсадной колонны, и заполняющей ее промывочной жидкости под действием давления Ру.
Количество жидкости, отдаваемое пластом,
Von = Уж — Vy.
В скважинах, где наблюдается отдача пласта, способ тампонирования должен обеспечить ОЗЦ под избыточным давлением без промежуточной разгрузки колонны от давления для подъема части НКТ в безопасную зону (способы 1, 2, 5 в табл. 5.3). Эти же способы следует применять в не заполняющихся скважинах, а также в заполняющихся скважинах, где отдача пласта отсутствует, в случаях, когда условия РИР требуют формирования изоляционных экранов под избыточным давлением
156
Таблица 5.3
Выбор способа тампонирования по результатам исследования скважины и условиям формирования изоляционного экрана
Но- Способ тампонирования Результат проверки на приемистость
мер под давлением скважины
п/п заполняющейся незаполняющеися
есть нет отдачи ОЗЦ под ОЗЦ без
отдача ОЗЦ под ОЗЦ без давле- давле-
давле- давле- нием ния
нием ния
1 Через обсадную колонну + + - + -
2 Через НКТ и обсадную
колонну + + - - —
3 Через НКТ, установлен-
ные над зоной ввода — - + - +
4 Через НКТ, установлен-
ные под зоной ввода — - + - —
5 Комбинированный способ + + — + —
6 Скользящее тампониро-
вание — — + — —
7 С пакером — - + — +
при ОЗЦ, например, при ремонте колонн в зоне слабосцементированных пород, ликвидации межпластовых перетоков в неперфорированных интервалах колонны и др. Следует отметить, что ОЗЦ под давлением допускается и при других способах тампонирования (способы 3, 4, 7 в табл. 5.3), однако, в связи с промежуточными разгрузками колонны от избыточного давления и разрывом процесса во времени эффективность этого технологического приема несколько ниже.
5.2.2. 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 разгрузки колонны от избыточного давления после задавливания тампонирующей смеси. Использование этого способа допускается как в заполняющихся, так и незаполняющихся скважинах.
Сначала приготовляют тампонирующую смесь и закачива-
157
ют ее в обсадную колонну. Необходимость применения разделительных пробок и пачек буферных жидкостей устанавливается в зависимости от характера взаимодействия бурового раствора и используемой тампонирующей смеси. Закачивают расчетный объем продавочной жидкости.
Тампонирующую смесь задавливают в изолируемую зону при давлении, не превышающем значения, регламентированного для опрессовки колонны.
Скважину оставляют в покое на период ОЗЦ под достигнутым или предварительно плавно сниженном давлением (не более 0,5 МПа/мин.) до планируемой величины.
Тампонирование под давлением через НКТ и обсадную колонну
Способ применяется для ускорения процесса доставки тампонирующей смеси к изолируемой зоне в скважинах, заполняющихся буровым раствором при проверке на приемистость.
Нижний конец НКТ устанавливают над зоной ввода (отверстия в колонне) на расстоянии, вмещающем расчетный объем тампонирующей смеси. Закачивая буровой раствор в НКТ, следует восстановить циркуляцию.
При открытом выкиде из затрубного пространства закачивают и продавливают тампонирующую смесь в скважину. После достижения тампонирующей смесью нижнего конца НКТ вы-кид из затрубного пространства закрывают и продолжают про-давливание до выхода всей смеси из труб.
При обратной промывке производят контрольный вымыв для гарантии отсутствия тампонирующей смеси в кольцевом пространстве за НКТ. Тампонирующую смесь задавливают в пласт до достижения требуемого давления.
Скважину оставляют в покое на период ОЗЦ под давлением.
Тампонирование под давлением через НКТ, установленные над зоной ввода тампонирующей смеси за колонну
Данный способ используют:
при изоляции чужих пластовых флюидов и подошвенных вод;
при изоляции сквозных дефектов обсадных колонн для ус-
158
корения доставки быстросхватывающихся тампонирующих смесей к изолируемой зоне.
Применять способ для изоляции чуждых 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. Использовать фильтрующиеся ПТМ без наполнителей в незаполняющихся скважинах при данном способе не рекомендуется. Быстросхватывающиеся тампонирующие смеси применяют только в заполняющихся скважинах.
Нижний конец НКТ устанавливают на 10—15 м выше зоны ввода, закачивают буровой раствор в НКТ, восстанавливают циркуляцию.
При открытом выкиде из затрубного пространства тампонирующую смесь закачивают и продавливают в скважину. После достижения тампонирующей смесью нижнего конца НКТ выкид из затрубного пространства перекрывают и смесь залавливают в пласт.
Излишки смеси вымывают из скважины обратной промывкой с противодавлением, значение которого должно быть не меньше запланированного на период ОЗЦ.
НКТ приподнимают на 100—150 м для гарантии отсутствия прихвата. Скважину оставляют на ОЗЦ под запланированным давлением.
Если при работах скважина не заполняется, то перед тампонированием под давлением необходимо установить глубину статического уровня жидкости в колонне для расчета параметров операции.
При открытом затрубном пространстве необходимо закачать в НКТ:
тампонирующую смесь;
продавочную жидкость в количестве, равном внутреннему объему НКТ.
Если циркуляция не восстановилась, то приступают к закачке бурового раствора в затрубное пространство.
В затрубное пространство при открытом трубном закачивают буровой раствор в количестве, равном
V3 = VKy - VT;
где VKy — объем обсадной колонны от устья скважины до статического уровня; VT — объем НКТ.
159
Если восстановления циркуляции не произошло, то следует прокачать в НКТ и затрубное пространство одновременно контрольное количество бурового раствора, равное удвоенному внутреннему объему участка колонны от нижнего конца НКТ до нижней границы зоны ввода, а затем поднять трубы над зоной ввода на расстояние, вмещающее объем тампонирующей смеси. После ОЗЦ операцию следует повторить.
Если циркуляция восстановилась, то оставшуюся в затруб-ном пространстве и НКТ тампонирующую смесь следует задавить в пласт.
Тампонирование под давлением
через НКТ, установленные под зоной ввода
тампонирующей смеси за колонну
Этот способ применяется в следующих случаях:
при изоляции нижних и подошвенных вод, когда планируется нарастить цементный стакан над искусственным забоем;
при изоляции нижних и подошвенных вод, когда протяженность интервала перфорации составляет более 10 м;
при изоляции дефектов крепи, когда приемистость скважины меньше 0,5 м3/(ч-МПа);
при изоляции дефектов крепи, когда планируется вымыв тампонирующего состава из изолируемого объекта после РИР.
В заполняющихся скважинах способ осуществляют при выполнении следующих условий:
использовании тампонирующих составов с пониженной водоотдачей, обработанных пластифицирующими стабилизирующими добавками;
применении НКТ с алюминиевым хвостовиком или наличии специального устьевого оборудования с сальниковыми уплотнениями, допускающего расхаживание НКТ при задавлива-нии тампонирующей смеси в пласт.
Нижний конец НКТ устанавливают ниже зоны ввода на 1—2 м или у нижней границы планируемого цементного стакана. Затем закачивают буровой раствор в НКТ при открытом затрубном пространстве, восстанавливают циркуляцию. Тампонирующую смесь закачивают и продавливают в скважину до заполнения ею перфорированного или нарушенного интервала колонны.
Закрывают выкид из затрубного пространства и задавлива-ют тампонирующую смесь в пласт при непрерывном расхажи-вании НКТ.
После достижения требуемого давления нижний конец НКТ поднимают на 10—15 м выше зоны ввода тампонирующей смеси за колонну.
160
Продолжая расхаживать НКТ, в скважине вновь создают требуемое давление для нагнетания тампонирующей смеси в пласт. Излишки тампонажной смеси вымывают из скважины при обратной промывке с противодавлением, значение которого должно быть не меньше запланированного на период ОЗЦ.
НКТ поднимают на 100—150 м и скважину оставляют 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 вымывают из колонны, затем приподнимают НКТ на 100—150 м над зоной ввода. Колонну заполняют буровым раствором и скважину оставляют в покое на ОЗЦ.
Комбинированный способ тампонирования под давлением
Этот способ применяется при любом виде РИР в заполняющихся и незаполняющихся скважинах, когда вымыв тампонирующего состава из зоны изоляции не планируется.
При доставке тампонирующей смеси в скважину нижний конец НКТ находится ниже зоны ввода, а при задавливании смеси в пласт — выше него. Нижний конец НКТ устанавливают ниже зоны ввода на 1—2 м или у нижней границы планируемого цементного стакана. Закачивают и продавливают тампонирующую смесь до равновесия столбов жидкости в трубах и кольцевом пространстве за НКТ. НКТ приподнимают выше уровня тампонирующей смеси в колонне на 30—50 м. При обратной промывке производят контрольный вымыв для гарантии отсутствия тампонирующей смеси в кольцевом пространстве за НКТ. Тампонирующую смесь задавливают в пласт до достижения требуемого давления. Затем давление плавно снижают до планируемого значения и скважину оставляют в покое на время ОЗЦ.
Тампонирование под давлением
с непрерывной прокачкой тампонирующей
смеси по затрубному пространству
Способ применяется для устранения негерметичности обсадных колонн, когда местоположение дефекта не установлено и непрерывная закачка жидкости через него при давлени-
11 Заказ 129
161
ях, допустимых для колонны, невозможна, а приемистость характеризуется лишь падением при опрессовке колонны на воде.
Нижний конец НКТ устанавливают на 5—10 м выше искусственного забоя. В качестве тампонажного материала используются гелеобразующие или водонерастворимые отверждаю-щиеся ПТМ, рецептура которых подбирается по максимальной температуре в стволе скважины. Приготовленную тампонирующую смесь перекачивают в одну из половин мерной емкости цементировочного агрегата (ЦА). Другую половину заполняют буровым раствором. Закачивая буровой раствор в затрубное пространство при открытом трубном с подачей 3—5 л/с, восстанавливают циркуляцию. Штуцеруя выкид из НТК, устанавливают давление в колонне при циркуляции жидкости, не превышающее регламентированное при опрессовке скважины.
Не прекращая закачки, переключают краны ЦА на подачу тампонажного состава в скважину. Тампонажный раствор прокачивают по затрубному пространству, не допуская превышения давления в колонне над допустимым. По мере перехода раствора из затрубного пространства в НКТ, постепенно уменьшая подачу насосов, снижают давление прокачки от 20 до 30% ниже первоначального и вымывают излишки тампонирующей смеси на поверхность. Скважину оставляют в покое на период ОЗЦ.
При использовании отверждающихся полимерно-тампонаж-ных материалов (ПТМ) после РИР НКТ поднимаются из скважины.
Тампонирование под давлением
прокачкой тампонирующей смеси
по затрубному пространству с остановками
При этом способе допускаются периодические остановки при прокачке тампонирующей смеси по затрубному пространству для наблюдения за динамикой изменения избыточного давления, что позволяет установить местоположение негерметичного интервала колонны. При выполнении работ в качестве тампонажных материалов используются только гелеобразующие ПТМ. Приготовляют не менее 1 м3 вязкой тампонирующей смеси. Колонну спрессовывают водой, фиксируют величину снижения давления Др в течение контрольного времени tK. При открытом выкиде из затрубного пространства закачивают приготовленный тампонирующий состав в НКТ. Смесь продавливается буровым раствором и вытесняется из
162
НКТ. Выкид из затрубного пространства закрывают и, продолжая закачку бурового раствора, давление в затрубном пространстве колонны доводят до значения, допускаемого при опрес-совке.
Колонну выдерживают под давлением в течение контрольного времени tK фиксируют величину снижения давления Ар. Если результат опрессовки не отличается от предыдущих работ, то, снижая давление в затрубном пространстве и продолжая закачивать буровой раствор в НКТ, тампонирующую смесь перемещают по затрубному пространству для опрессовки следующего, расположенного выше интервала колонны. Поинтерваль-ную опрессовку продолжают до тех пор, пока резкое уменьшение р не укажет на перекрытие тампонирующим составом негерметичного интервала колонны.
Количество продавочной жидкости для очередного перемещения состава должно составлять не более 80% от его объема. Местоположение верхней LB и нижней L^ границ интервала негерметичности определяют по формулам:
Т -Н п°'8Ув-
Ъ„ — П| ~11 — ,
,
*0
где Н, — длина НКТ, м;
VB — объем высоковязкой жидкости, м3;
V0 — объем 1 м затрубного пространства эксплуатационной колонны, м3;
п — порядковый номер спрессовываемого интервала колонны.
Затем скважину выдерживают под давлением до истечения срока ОЗЦ. Излишки состава вымывают из скважины.
Тампонирование под давлением с применением пакера
Этот способ применяется в следующих случаях:
— для защиты обсадных колонн при давлении нагнетания, значение которого превышает допустимое для опрессовки;
— для защиты продуктивных пластов от загрязнения при нагнетании тампонирующей смеси в изолируемый интервал, расположенный ниже зоны перфорации;
п-
163
— для направленной подачи тампонирующей смеси под давлением в изолируемый объект, выше которого имеются негерметичные отверстия в колонне.
Применение способа допускается в заполняющихся и незаполняющихся скважинах. Тампонирование под давлением по затрубному пространству при установленном пакере запрещается, кроме случаев применения гелеобразующих ПТМ или использования алюминиевых или других легкоразбуриваемых НКТ.
НКТ спускают с пакером, который располагается над зоной ввода тампонирующей смеси за колонну. Рекомендуется низ пакера оборудовать алюминиевым хвостовиком длиной не менее 3 м, башмак которого устанавливают над зоной ввода на расстоянии до 3 м. Проверяют чистоту спущенных труб прокачкой в НКТ бурового раствора в количестве, равном их внутреннему объему от устья до статического уровня. Устанавливают пакер. Проверяют приемистость изолируемого объекта при установившемся режиме подачи насосов прокачкой в НКТ бурового раствора в количестве не менее внутреннего объема труб. Тампонирующую смесь закачивают в НКТ. Закачивают расчетный объем продавочной жидкости. Если надпакерное затрубное пространство герметично, то для уменьшения осевой нагрузки на пакер рекомендуется в кольцевое пространство закачать буровой раствор и создать давление, допускаемое при опрессовке колонны.
Тампонирующую смесь задавливают в пласт. Снижают давление в трубном и затрубном пространствах. Освобождают пакер. Распакеровку контролируют расхаживанием колонны НКТ. При наличии циркуляции излишки тампонирующей смеси вымывают из скважины обратной или прямой промывкой. Поднимают 100—150 м НКТ, заполняют скважину буровым раствором и оставляют в покое на время ОЗЦ. В заполняющихся скважинах после работ НКТ поднимают на 50—100 м выше поглощающего интервала (зоны дефекта колонны, интервала перфорации). Перед ОЗЦ для вытеснения возможных остатков тампонирующей смеси прокачивают в трубное и затрубное пространство буровой раствор в количестве, равном объему НКТ и объему колонны от башмака труб до нижней границы поглощающей зоны.
164
5.2.3. РАСЧЕТ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ ТАМПОНИРОВАНИЯ ПОД ДАВЛЕНИЕМ
В табл. 5.4. приведены формулы для расчета продолжительности тампонирования под давлением различными способами. В формулах приняты следующие условные обозначения:
Т — продолжительность процесса тампонирования, которая должна составлять не более 75% от срока загустевания (Т3) тампонирующей смеси,
Т<0,75Т3 (5.1)
t, — продолжительность приготовления тампонирующей смеси,
V
где V — объем тампонирующей смеси; qmax — максимальная подача ЦА.
12'*2'*2П — продолжительность закачивания расчетного объема продавочной жидкости Vn соответственно в колонну, НКТ, кольцевое пространство,
t -
12 ~
13 — продолжительность задавливания тампонирующей смеси в пласт,
V
где 4mm — минимальная подача ЦА.
t0 — общая продолжительность пауз при задавливЛнии тампонирующей смеси,
t0=tN;
где t — продолжительность одной паузы; N — число пауз, tB — расчетное время вымыва излишков тампонирующей смеси при обратной промывке. Рассчитывается из условия вымыва всего объема смеси как:
165
Расчет продолжительного тампонирования под давлением
Т а б л и ц а 5.4
Способ тампонирования под давлением Расчетные формулы
заполняющаяся скважина незаполняющая скважина
Через обсадную колонну T = t,+t2K+t3+t0 T=t,+t2K+t3+t0
Через НКТ и обсадную т »т —
колонну 1 2 3 0
Через НКТ, установлен- T = t,+t|+t3+t0+tB + ta T = t,+tJ+t3+t0+tB+t
ные над зоной ввода
Через НКТ, установлен- T=t +tT+t +t -ft 4-
ные под зоной ввода 1„+1оп-Ив-Ид —
Комбинированный T = t,+t2r+tn+tM+t3+t0 T = t, + t2:+tn + tM+t2 +
способ t +t
Скользящее тампониро-
вание.
6 1. непрерывное T=t, + t^n+tB —
6.2. с остановками T=t,+t2+t0 + tB —
С пакером' T = t1+t5+t3+t0+tp + T=t,+t5+t3+tjl+tp+
tM+tB+ta tn+tT2+tK2"
Если планируется ОЗЦ под давлением, то в продолжительность тампо-нажных работ включается дополнительное время Тд = tn + tM + ton, в течение которого тампонирующая смесь должна сохранять исходные свойства: Т + Т, = 0,75 Т3.
где Vn — объем продавочной жидкости, закачанной в НКТ; qc —средняя подача ЦА. Для прямой промывки:
V + V,
где V3 — объем затрубного пространства;
tA —продолжительность демонтажа устьевого оборудования,
tn —продолжительность подъема части НКТ;
tM — продолжительность монтажа устьевого оборудования;
ton — продолжительность опрессовки обсадной колонны после подъема части НКТ:
166
где Vy — объем продавки, обусловленный упругими деформациями обсадной колонны и заполняющей ее продавочной жидкости.
tp — продолжительность распакеровки.
По расчетной продолжительности операции в соответствии с условием (5.1) регулируют сроки загустевания используемой тампонирующей смеси или по Т3 выбирают схему тампонирования (см. табл. 5.3).
5.2.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМА ТАМПОНИРУЮЩЕЙ СМЕСИ
Объем цементного раствора или другого состава минеральных вяжущих V выбирают на основе накопленного регионального опыта РИР в зависимости от результатов проверки скважины на приемистость.
В лабораторных условиях в зависимости от требуемых свойств тампонирующей смеси устанавливают ее плотность рт и водоцементное отношение т.
Количество сухого цемента или другого тампонажного материала q, требующегося для приготовления 1м3 раствора, определяется из соотношения:
Рт ~Рж
q = pM ;
Рм-Рз
где рм— плотность сухого тампонажного материала;
Рз— плотность жидкости затворения.
Общее количество сухого тампонажного материала G, потребного для приготовления заданного объема тампонирующей смеси фс (м3), составляет
G=KuqVc;
где Кц= 1,03+ 1,05 — коэффициент, учитывающий потери сухого цемента.
Объем жидкости затворения Уж (м3) для приготовления тампонирующей смеси вычисляют по формуле:
167
где Кж= 1,08+ 1,10 — коэффициент, учитывающий потери жидкости.
Количество тампонирующей смеси ограничено значением допускаемого давления, необходимого на вымыв ее из скважины при обратной или прямой промывке при условии, что вся смесь осталась в трубах.
5.2.5. РАСЧЕТ ДАВЛЕНИЙ ПРИ ВЫМЫВЕ ТАМПОНИРУЮЩЕЙ СМЕСИ ИЗ СКВАЖИНЫ
Давление на выкиде насоса для вымыва тампонирующей смеси при прямой промывке рп является суммой следующих величин:
— давления на преодоление разности гидростатических давлений столбов тампонирующей смеси и бурового раствора в затрубном пространстве и НКТ рг с.
— давления на преодоление гидравлических сопротивлений при движении промывочной жидкости по НКТ рт;
— давления на преодоление гидравлических сопротивлений при движении по затрубному пространству столбов бурового раствора в тампонирующей смеси р3.
Рп=Ргс+Рт+Рз-
Давление на выкиде насоса для вымыва тампонирующей смеси при обратной промывке р0 — сумма следующих величин:
— давления на преодоление разности гидростатических давлений столбов тампонирующей смеси и промывочной жидкости в трубах и затрубном пространстве рг с.
— давления на преодоление гидравлических сопротивлений при движении бурового раствора по затрубному пространству р3;
— давления на преодоление гидравлических сопротивлений при движении по трубам столбов бурового раствора и тампонирующей смеси рт.
168
1. Значение рг с определяется по формуле:
ргс=пцд(рц-рж);
где Ьц — высота столба цементного раствора в трубах или зат-рубном пространстве;
рцг Рж — соответственно плотность цементного и бурового раствора;
g — 9,81 м/с2.
Для выбора формул при расчете давления на преодоление гидравлических сопротивлений определяют режимы течения тампонирующей смеси и бурового раствора в трубах и затруб-ном пространстве.
Режимы течения бурового и цементного растворов устанавливают сопоставлением расчетной критической сокр и фактической о)ф скоростей движения жидкости в трубах (сот) или затрубном пространстве (ш3);
при С0ф < сокр — режим течения структурный;
при Юф > юкр — режим течения турбулентный.
где т — динамическое напряжение сдвига цементного (тц) или глинистого ( тг) растворов;
р — плотность бурового (рг) или цементного (рц) растворов.
еоф=Я/Р,
где q — расход жидкости;
F — площадь поперечного сечения канала. При структурном режиме течения
32m
(53)
Здесь hp — высота столба бурового или цементного раствора в трубах или затрубном пространстве; г) — структурная вязкость бурового или цементного раствора; D, dH, dB — соответственно внутренний диаметр колонны, наружный и внутренний диаметры НКТ.
169
^ Таблица55
0 Максимальные значения реологических параметров наиболее широко применяемых цементных растворов
Шифр (обозначение) цемента ПЦХ ПЦГ ШПЦС-120 ШПЦС-200 УШЦ1-120 УШЦ1-200 УЦГ-2 ОЦГ
СДБ __ 0,1—0,5% 0,1—0,5% 0,3—0,5% 0,1—0,5% 0,1—0,5% 0,1—0,5% 0 3—0,8%
— 0,024— 0,046— 0,042— 0,04—3,22 0,016— 0,067— 0,028—
1,81 2,19 1,20 1,31 0,82 5,87
КМЦ 0,5— 0,5—2,0% 0,5—2,0% 0,5—2,0% 0,5—2,0% 0,5—2,0% 0,5—2,0% 0,5—2,0%
2,0%' 0,15—59,4 0,094— 0,11—52,1 0,025— 0,19—38,6
0,186— 55,2 62,7
55,2"
Гипан 0,5—2,0% 0,5—2,0% 0,5—2,0% 0,5—2,0% — — — 0,5—2,0%
0,049—6,37 0,023— 0,031 — 0,024— — — —
3,01 4,18 1,57
ВКК — 0,3—0,5% 0,4—1,5% 0,4—1,5% 0,4—1,5% 0,4—1,5% 0,4—1,0 0,4—1,5%
(СВК) — 0,02—0,77 0,046— 0,052— 0,025— 0,035—
4,18 6,85 3,30 5,01
ПВС-ТР 0,2—0,6% 0,5—2,0% — — — — 0,5—2,0% 0,5—2,0%
0,093—27,5 0,041— — — — — 0 32—20,2
1 __ 00/ 1 о/о 2,73 __ __ __ __ __
0,045—2,42 — — — — — — —
1—3% — — — — — — —
0,03—2,11 — — — — — — —
1—3% — — — — — — —
0,08—6,68 — — — — — — —
Без добавок — — — — — — — —
0,097—7,04 0,26—2,94 0,048— 0,077— 0,02—1,96 0,086— 0,223— 0,029—
2,08 10,45 5,68 11,17 5,78
Водоцемент- 0,50 0,50 0,43 0,40 0,35 0,35 0,32 0,95
ное отноше-
ние В/Ц
Массовая доля (%) дана в пересчете от массы сухого цемента Первое число — структурная вязкость, Пас, второе —динамическое напряжение сдвига, Па
Для практических расчетов в табл. 5.5. приведены значения г\ и т, наиболее широко применяемых цементных растворов.
При турбулентном режиме течения бурового или цементного растворов в трубах и затрубном пространстве
Рт=-Г1§Чм2'> (54)
8Лт(з)______ , 2
Рз=^^ч3^л7Ьррч; {5-5)
4 ri' v ti /
Здесь Хф,, Л,(з,— соответственно коэффициент гидравлических сопротивлений в трубах и затрубном пространстве.
Для практических расчетов при турбулентном режиме течения буровых и цементных растворов можно принять:
А,т(т) = 0,028; Ят(3)= 0,054.
2. Режимы течения воды или водных растворов солей устанавливают сопоставлением расчетного значения параметра Re при течении жидкости в трубах (ReT) или затрубном пространстве (Re3) с его критическим значением ReKp = 2300:
при Re < 2300 — режим течения ламинарный;
при Re > 2300 — режим течения турбулентный.
_ 0)TdB Кет-——-р; (5.6)
_ ct)3(D-dH)p
Re3=-^ - u^. (5.7)
3. Рассчитывают коэффициенты гидравлических сопротивлений в трубах и затрубном пространстве: при структурном режиме
Xc=64/Re, (5.8)
при турбулентном режиме

171
4. Определяют давления nwa преодоление гидравлических сопротивлений:
- п
" d
h,
(5.10)
(5Л1>
5.2.6. РАСЧЕТ ТАМПОНИРОВАНИЯ ПОД ДАВЛЕНИЕМ ЧЕРЕЗ НКТ, УСТАНОВЛЕННЫЕ НАД ЗОНОЙ ВВОДА ТАМПОНИРУЮЩЕЙ СМЕСИ ЗА КОЛОННУ, В НЕЗАПОЛНЯЮЩЕЙСЯ СКВАЖИНЕ
Расчет проводится для скважин, в которых динамический уровень жидкости при заполнении до устья не поднимается.
В процессе закачки и продавки в НКТ в зависимости от условий призабойной зоны часть цементного раствора поглощается пластом, а часть поднимается в затрубное пространство скважины.
Для упрощения расчетов принимается, что момент насыщения пласта совпадает с поглощением всего цементного раствора. Тогда закачиваемая после раствора продавочная жидкость в количестве VT, равном внутреннему объему НКТ, расходуется на наполнение скважины, т. е. объем колонны от статического уровня до устья Ук.у. уменьшается на объем, равный VT.
Для заполнения колонны потребуется закачать в затрубное пространство дополнительное расчетное количество бурового раствора Уз.р. = Ук.у. - VT.
На заполнение колонны укажет появление циркуляции жидкости через НКТ.
Если фактически прокачанное количество жидкости Vs.cp. оказалось меньше расчетного (Vs.cp. < Vs.p.), то это будет свидетельствовать о том, что в скважине остался цементный раствор.
При этом количество раствора, находящегося в кольцевом пространстве и внутри НКТ, можно ориентировочно оценить по избыточному давлению на монометре, контролирующем затрубное пространство.
172
5.2.7. РАСЧЕТЫ ПРИ УСТАНОВКЕ РАЗДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ ПО МЕТОДИКЕ б.ВНИИКРнефти
1. Высота цементного моста должна удовлетво-
рять условию:
где Q2 — осевая нагрузка на мост от массы труб или перепада давления; тс — касательные напряжения при сдвиге моста (табл. 5.6.);
Hmm — требуемая минимальная высота моста.
Таблица56
Количественные показатели качества мостов в зависимости от технологических мероприятий
Условия и способ установки моста grad p, МПа/м тс, МПа
В обсаженной скважине
с применением скребков и буферных жидкостей 5,0 1,00
с применением буферных жидкостей 2,0 0,50
без скребков и буферных жидкостей 1,0 0,05
В необсаженной скважине
с применением скребков и буферных жидкостей 2,0 0,50
с применением буферных жидкостей 1,0 0,05
без скребков и буферных жидкостей 0,5 0,01
2. Объем цементного раствора рассчитывается по формуле:
V = HTF + VT (С„ + С, + С2 + С3),
где F — площадь сечения скважины;
VT — объем НКТ или бурильных труб;
С0 — коэффициент, учитывающий случайные ошибки при продавливании тампонирующей смеси в скважину: если средства контроля за движением жидкостей не используются, то С0 = 0,02 + 0,03, если используются, то С0 = 0; С,, С2, С3 — коэффициенты (табл. 5.7).
173
Объем продавочной жидкости:
Vn=VT
и
Н
где f — площадь сечения труб.
3. Объемы буферной жидкости, закачиваемой перед цементным раствором (V01) и после него (Va2), равны:
где С4, С5 — коэффициенты (см. табл. 5.7).
Если установить цементный мост требуемой высоты невозможно (например, при недостаточном расстоянии до очередного объекта испытания), то следует применить тампонажные материалы с более высокими физико-механическим показателями (тс и др.) или использовать другие разделительные устройства.
Расчетные коэффициенты
Таблица57
Наименование коэффициента Обозначение Значения для бурильных труб с высаженными внутрь концами Значения для насосно-компрес-сорных труб
тип буферной жидкости
вода нет вода нет
Потери цементного
раствора на стенках труб с, 0,01 0,03 — 0,01
Потери цементного
раствора в результате смещения с соседней жидкостью на I границе С2 0,02 0,04 0,01 0,02
То же на II границе С3 0,02 0,03 0,01 0,02
Потери буферной
жидкости при движении по заливочной колонне С4 0,02 — 0,02 —
То же при движении
по кольцевому пространству С5 0,40 — 0,40 —
174
5.2.8. РАСЧЕТ ДОПУСТИМОЙ ГЛУБИНЫ ОПОРОЖНЕНИЯ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ПРИ ТАМПОНИРОВАНИИ
Допустимую глубину опорожнения Н0 рассчитывают по разности между наружным и внутренним давлениями на колонну, которая не должна превышать давления смятия обсадных труб. Расчет проводится по формуле:
где рж — плотность жидкости внутри колонны, кг/м3;
рсм — давление смятия труб, установленных на глубине Н, Па;
рц — плотность цементного раствора за колонной, кг/м3;
рб — плотность бурового раствора за колонной, кг/м3;
Н — глубина скважины, м;
h — глубина границы цемент — глинистый раствор за колонной, м;
g — ускорение силы тяжести, равное 9,8 м/с2.
5.3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПАКЕРОВ И ЯКОРЕЙ К НИМ
Якоря для удержания пакеров на месте их установки (ТУ 39-005-72, ТУ 26-02-645-75, ТУ 26-02-226-76)
Таблица58
Шифр Наружный диаметр, мм Перепад давления, МПа Температура, °С Диаметр канала, мм Длина, мм Масса, кг
Г31М/120 120 150 100 48 1350 —
Г31М/140 140 150 100 60 1360 —
ЯГМ- 11 8-350 118 350 150 45 630 26
ЯГМ- 136-350 136 350 150 56 630 39
ЯГ- 11 8-500 118 500 150 52 600 24
ЯГ- 136-500 136 500 150 70 600 37
Пакеры типов ПШ и ППГМ
Таблица59
Показатели Пакер шлипсовый ПШ Пакер ППГМ-1 с гидромеханическим уплотнением
ГШ-5" ГШ-6" ГШ-8" ППГМ1-114-160 ППГМ1-122-160 ППГМ1-133-160 ППГМ1-142-160
Условный диа-
метр колонны,
мм 146 168 219 146 146 168 168
Наибольший
перепад давле-
ния на пакер,
МПа 30 30 30 16 16 16 16
Габаритные
размеры, мм:
наружный
диаметр 118 136 187 114 122 133 142
длина 1760 1840 2000 1655 1655 1880 1880
диаметр канала 54 54 68 62 62 76 76
Масса, кг 61 69 121 43 47 63 70
Взрывные пакеры, спускаемые на кабеле
Таблица510
Показатели Взрывной пакер типа ВП Шлипсовый
взрывной пакер типа ВПШ
ВП ВП ВП ВП ВП ВП ВПШ ВПШ
88 92 102 по 118 135 82 102
Наружный
диаметр, мм 86 92 102 но 118 135 82 102
Длина, мм 475 490 535 570 605 605 1238 1265
Внутренний
диаметр колонны,
мм.
минимальный 96,3 100,3 109,0 117,7 125,2 144,0 88,0 109,0
максимальный 98,3 102,3 115,0 124,0 133,0 152,0 96,0 120,0
Масса, кг 5,1 6,3 7,9 9,6 11,6 15,7 34,2 49,3
176
Таблица 5.11
Пакеры гидравлические, механические, гидромеханические (ТУ 26-16-10-76, ТУ 26-02-313-77)
Шифр Наружный диаметр, мм Перепад давления, МПа Темпера-тура, 0(~* Диаметр канала, мм Герметизируемый диаметр, мм Длина, мм Масса, кг
ПН-ЯГ-90-500 90 50 120 38 102,3 1510 43
ПВ-ЯГ-90-500 50 120 38 102,3 1066 45
ПД-ЯГМ-90-350 35 120 62 102,3 1785 51
ПН-ЯГ-90-500К 50 150 38 102,3 1510 43
ПВ-ЯГ-90-500К 50 150 38 102,3 1510 43
ПН-ЯГ-90-500К1 50 150 38 102,3 1510 43
ПВ-ЯГ-90-500К1 50 150 38 102,3 1510 43
ПН-ЯМ-90-210 21 120 40 102,3 2170 45
ПД-ЯГ- 11 2-500 112 50 120 50 121,7 2095 80
ПД-ЯГ- 11 2-500 50 120 62 121,7 1850 90
ПН-ЯГМ-1 12-210 21 120 62 121,7 1655 43
ПД-ЯГМ-1 12-210 21 120 62 121,7 1895 66
ПН-ЯМ-1 12-210 21 120 62 121,7 2170 52
ПД-ЯГ- 118-500 118 50 120 50 133,0 2095 89
ПД-ЯГИ-1 18-350 35 120 50 133,0 2330 103
1 ПД-ЯГ- 11 8-350 35 120 61 133,0 2680 124
2ПД-ЯГ- 11 8-500 50 120 62 128,0 1850 94
2ПД-ЯГ-118-350К1 35 120 61 133,0 2680 124
2ПД-ЯГ-118-350К2 35 120 61 133,0 2680 136
ПН-ЯГМ-1 18-210 21 120 62 128,0 1655 46
ПД-ЯГМ-1 18-210 21 120 62 128,0 1895 69
ПН-М-1 18-210 21 120 — 133,0 1030 40
ПН-ЯМ-1 18-210 21 120 62 133,0 2170 55
1ПД-ЯГ-122-500 122 50 120 62 133,0 1850 98
ПН-ЯГМ-1 22-2 10 21 120 62 133,0 1655 47
ПД-ЯГМ-1 22-2 10 21 120 62 13,0 1895 73
ПН-ЯГМ-132-210 132 21 120 76 140,3 1880 55
ПД-ЯГМ-132-210 21 120 76 140,3 2000 74
ПД-ЯГ- 136-500 136 50 120 61 155,3 2325 130
ПД-ЯГИ-1 36-350 35 120 61 155,3 2704 136
ШД-ЯГ- 136-500 50 120 76 146,3 1900 122
ПН-ЯГМ-145-210 21 120 76 155,8 1880 68
ПД-ЯГМ-1 45-2 10 21 120 75 155,8 2000 84
ПН-ЯГМ-1 50-2 10 150 21 120 89 163,8 2000 90
ПД-ЯГМ-1 50-2 10 21 120 89 163,8 2090 102
ПН-ЯГМ-1 60-2 10 160 21 120 100 173,7 2000 102
ПД-ЯГМ-160-210 21 120 100 173,7 2090 127
ПН-ЯМ-160-210 21 120 76 173,7 2460 95
ПН-ЯГМ-170-210 170 21 120 100 179,7 2000 ПО
12 Заказ 129
177
Продолжение таблицы511
Шифр Наружный диаметр, мм Перепад давления, МПа Темпера-тура, °С Диаметр канала, мм Герметизируемый диаметр, мм Длина, мм Масса, кг
ПД-ЯГМ- 170-2 10 21 120 100 179,7 2090 134
1ПД-ЯГ- 185-350 185 35 120 100 205,1 2200 180
ПН-ЯГМ-185-210 21 120 100 205,1 2110 123
ПД-ЯГМ- 185- 140 14 120 100 205,1 2210 142
1 ПД-ЯГМ- 185-2 10 21 120 130 205,1 2700 155
ПН-ЯМ-185-140 14 120 100 205,1 2030 100
ПН-ЯГМ 236-140 236 14 120 40 253,1 2230 150
ПД-ЯГМ-200-140 14 120 145 253,1 2575 172
2ПД-ЯГ- 136-350 136 35 120 76 155,3 2710 142
2ПД-ЯГ-136-350К1 35 120 76 155,3 2710 142
ЗПД-ЯГ-136-350К1 35 120 80 146,3 2800 150
2ПД-ЯГ-136-350К2 35 120 76 155,3 2710 156
ЗПД-ЯГ-136-350К2 35 120 80 146,3 2800 174
ПД-ЯГ- 136-2 10 21 120 50 155,3 3886 175
ПН-ЯГМ-136-210 21 120 76 146,3 1880 60
ПД-ЯГМ- 136-2 10 21 120 76 146,3 2000 75
ПН-М-136-210 21 120 — 155,3 1090 55
ПН-ЯМ-136-210 21 120 62 155,3 2260 70
1 ПД-ЯГ- 140-500 140 50 120 76 150,3 1900 128
ПН-ЯГМ-140-210 21 120 76 150,3 1880 64
1ПН-ЯГМ-140-210 21 120 90 155,3 2550 70
ПД-ЯГМ- 140-2 10 21 120 76 150,3 2000 81
ПД-ЯГ- 145-350 145 35 120 76 163,8 2750 140
1ПД ЯГ- 145-500 50 120 76 155,8 1900 138
ЗПД ЯГ-145-350К1 35 120 80 155,8 3000 173
ЗПД-ЯГ-145-350К2 35 120 80 155,8 3000 198
ПД ЯГР-243-140 243 14 120 150 259,1 2850 180
ПН ЯГМ-243-140 14 120 50 259,1 2230 160
1ПД-ЯГМ-243-140 14 120 145 259,1 2575 182
ПВ ЯГМ-Т-122-140 122 14 325 45 133,0 1690 70
ПВ-ЯГМ-Т-140-140 140 14 325 59 150,3 2370 100
Примечания 1 Резьба 146 и 168 мм по ГОСТ 632-64 2 Я — якорный тип Т — термостойкий 3 Способ посадки Г — гидравлический, ГМ — гидромеханический, М —механический 4 — рабочая среда без индекса — нефть, газ газоконденсат, вода К — то же с наличием водопесчаной смеси, К1 — газ, газоконденсат с содержанием СО2 < 6%, К2 — то же с содержанием H2S < 6% 5 — воспринимаемая нагрузка В — перепад давления направлен вверх, Н — перепад давления направлен вниз, Д — перепад давления направлен вверх и вниз
178
Таблица512
Гидравлико механические пакеры при тампонировании зон поглощения (ТУ 39-096-75)
Шифр Наружный диаметр мм Уплотняемый диаметр мм Длина мм Масса кг
А19М2/175 А19М2/195 175 195 220 240 2120 2215 176 254
Примечание Перепад давления 15 МПа температура 100°С диа метр 20 мм резьба 3 147
Пакеры рукавные (ТУ 26-16-15 76)
Таблица513
Шифр Наружный диаметр мм Диаметр колонны мм Уплотняемый диаметр мм Длина мм Масса кг
ПД Г 118 210 118 62 133 3294 80
1ПД Г 118 210 118 50 133 4025 100
2ПД Г 118 210 118 60 133 3950 95
ЗПД Г 118 210 118 62 133 3810 96
ПД Г 136 210 136 76 150 3357 108
1ПД Г 136 210 136 62 150 3987 128
2ПД Г 136 210 136 76 150 3950 125
ЗПД Г 136 210 136 76 150 3810 116
Примечание Перепад давления 21 МПа температура 100° С
Пакеры механические (ТУ 26-02-644-75, ТУ 26-02-213-77)
Таблица514
Шифр Наружный диа метр мм Диаметр колон ны мм Темпера тура °С Диаметр канала мм Уплот няемыи диаметр мм Дли на мм Мае са кг
ПВ М 118 350 118 35 Не обу 45 140 730 24
ПН М 118 350 118 35 словлена 45 140 730 24
ПВ М 122 350 122 35 То же 45 140 730 24
ПН М 122 350 122 35 « 45 140 730 24
ПВ М 136 350 136 35 « 56 160 840 33
ПН М 136 350 136 35 « 56 160 840 33
ПВ М 140 350 140 35 « 56 160 840 33
ПН М 140 350 140 35 « 56 160 840 33
ПВ М 118 500 118 50 « 45 140 790 24
ПВ М 122 500 122 50 « 45 140 790 24
ПВ М 136 500 136 50 « 56 160 840 33
ПВ М 140 500 140 50 « 56 160 840 33
ПВ М Т 122 140 122 14 325 45 133 930 27
ПВ М-Т 140 140 140 14 325 59 154 1030 35
12*
179
5.4. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ТАМПОНАЖНЫЕ РАБОТЫ ПРИ РИР
Перед вспомогательными тампонажными рабо-|гами лифтовые трубы необходимо поднять из скважины для ^ревизии и обследовать состояние обсадной колонны.
5.4.1. УСТАНОВКА РАЗДЕЛИТЕЛЬНЫХ
ТАМПОНАЖНЫХ МОСТОВ
В НЕПОГЛОЩАЮЩИХ СКВАЖИНАХ
Для того чтобы установить разделительный мост, башмак НКТ располагают у нижней границы устанавливаемого моста. Скважину промывают в течение не менее полутора циклов циркуляции для выравнивания плотностей бурового раствора в трубах и затрубном пространстве. Промывка считается законченной, если после отсоединения ведущей трубы перелива не наблюдается. Приготовление тампонирующей смеси производится в осреднительной емкости. В НКТ закачивают расчетный объем тампонирующей смеси и продавливают до равновесия столбов жидкости в трубах и затрубном пространстве. Башмак НКТ поднимают до верхней границы устанавливаемого моста. Вымывают излишек тампонирующей смеси при обратной или прямой промывке. НКТ поднимают на 20—30 м выше уровня тампонирующей смеси и скважину оставляют на ОЗЦ
Если по условиям операции высокой точности расположения моста не требуется, то следует поднять башмак НКТ на 50—60 м над расчетным интервалом установки моста, произвести контрольный вымыв для проверки отсутствия тампонирующей смеси за НКТ и оставить скважину в покое на ОЗЦ. В скважинах глубиной до 1500 м при расчетных объемах тампонирующих смесей, плотность которых выше плотности бурового раствора (технической воды) не более чем на 0,3 т/см3, допускается установка разделительных мостов без использования цементировочных агрегатов. Находящиеся в скважине НКТ герметично соединяют верхней муфтой с конусообразной воронкой для направленной подачи приготовленной в емкости тампонирующей смеси. Ведущую трубу поднимают над устьем скважины, нижний ее конец устанавливают над горловиной воронки.
Тампонирующую смесь из осреднительной емкости пода-
180
ют в воронку ведрами со скоростью, обеспечивающей постоянное заполнение воронки. После подачи тампонирующей смеси, вытесняющей из-за разности плотностей жидкость из труб, не прерывая процесс, приступают к закачке яродавочной жидкости (технической воды).
Закачку продолжают до равновесия столбов жидкости в трубах и затрубном пространстве; на это укажет постепенное прекращение циркуляции и интенсивный перелив жидкости из воронки.
5.4.2. УСТАНОВКА РАЗДЕЛИТЕЛЬНЫХ ТАМПОНАЖНЫХ МОСТОВ
В ПОГЛОЩАЮЩИХ СКВАЖИНАХ
В незаполняющихся скважинах нижний конец НКТ располагают у нижней границы устанавливаемого моста. Определяют глубину статического уровня в колонне от устья скважины Нст.
В НКТ закачивают расчетный объем тампонирующей смеси.
Затем закачивают продавочную жидкость, объем которой Vn определяют по формуле:
Уп=[(н,-Нст)рж-Нтрт]1/Рж,
где рж, рт— соответственно плотность бурового раствора и тампонирующей смеси;
Н, — глубина установки нижнего конца НКТ от устья;
Нт — высота тампонажного моста в колонне;
f — площадь проходного сечения НКТ.
НКТ поднимают до статического уровня жидкости в колонне и оставляют скважину в покое на ОЗЦ.
5.4.3. НАРАЩИВАНИЕ ЦЕМЕНТНОГО СТАКАНА В ОБСАДНОЙ КОЛОННЕ
В этом случае нижний конец НКТ устанавливают на расстоянии 10—15 м над наращиваемым цементным стаканом. Проверяют чистоту труб, прокачав в НКТ буровой Раствор в количестве, равном их внутреннему объему. Плавным допуском НКТ со скоростью не более 0,5 м/с при одновременной закачке бурового раствора в трубы уточняют местоположение наращиваемого цементного стакана. Разгрузка
181
труб на забой допускается не более 5—10 кН (0,5—1 т). Если цементный стакан наращивается над песчаной пробкой, то местоположение ее определяют без прокачки жидкости. Затем приподнимают нижний конец НКТ на 1—2 м от забоя и скважину промывают. В заполняющихся скважинах промывку проводят в течение 1,5—2 циклов циркуляции. В незаполняющихся скважинах в трубы и затрубное пространство прокачивают буровой раствор в количестве не менее 1,5 объема скважины от статического уровня до нижнего конца НКТ.
Если необходимо обеспечить определенную глубину нового искусственного забоя, то нижний конец НКТ поднимают до требуемой глубины и приступают к вымыву излишка тампонирующей смеси. Подачу бурового раствора в НКТ производят при минимальном расходе и прокачивают в количестве не менее 1,5 объема колонны от нижнего конца НКТ до поглощающей зоны скважины. Одновременно с прокачкой в трубы осуществляют закачку бурового раствора в затрубное пространство на поглощение. НКТ поднимают до статического уровня жидкости в колонне и оставляют скважину на ОЗЦ.
5.4.4. НАСЫПКА ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК , В СКВАЖИНАХ
При этой операции нижний конец НКТ устанавливают на расстоянии 30—50 м над искусственным забоем. Скважину промывают. Доставляют к устью скважины просеянный песок в количестве, определяемом расчетной высотой песчаной пробки в колонне. С верхней муфтой находящихся в скважине НКТ герметично соединяют конусообразную воронку для направленной подачи песчаной пульпы. Над устьем скважины поднимают ведущую трубу, нижний конец которой устанавливают над горловиной воронки. Приступают к подаче бурового раствора в воронку при минимальном расходе, одновременно насыпая в нее песок.
По мере подачи песка и увеличения скорости вытеснения жидкости из труб пульпой подачу жидкости увеличивают, обеспечивая постоянное заполнение воронки. Песок следует подавать равномерно, чтобы не допустить закупорки труб. Особую осторожность необходимо соблюдать при использовании комбинированной колонны НКТ. В заполняющихся скважинах после засыпки песка подачу жидкости в трубы продолжают до гидростатического равновесия в трубах и затрубном пространстве. На это укажут постепенное прекращение циркуляции и интенсивный перелив жидкости из воронки.
182
В незаполняющихся скважинах после засыпки песка в НКТ прокачивают буровой раствор в количестве, равном внутреннему объему НКТ.
Затем их поднимают выше расчетного интервала заполнения песком на 30—50 м и оставляют скважину в покое на 3— 4 ч. для осаждения песка. В непоглощающих скважинах после осаждения песка для проверки чистоты труб восстанавливают циркуляцию. Прекратив прокачку раствора, плавным допуском НКТ со скоростью не более 0,5 м/с определяют верхнюю границу песчаной пробки при разгрузке труб не более 5—10 кН (0,5—1т). В поглощающих скважинах (заполняющихся или незаполняющихся), где песчаная пробка насыпалась для отключения поглощающей зоны, допуск НКТ без предварительной проверки скважины на заполнение запрещается из-за опасности закупорки и прихвата труб в рыхлой песчаной пробке. В незаполняющихся скважинах допускается насыпка песчаной пробки через обсадную колонну.
5.4.5. НАМЫВ НАПОЛНИТЕЛЕЙ
В ПОГЛОЩАЮЩУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ
Работы производят в соответствии с РД. В заполняющихся скважинах намыв наполнителя производят при герметизированном устье путем закачки суспензии в пласт под избыточным давлением через НКТ, башмак которых установлен над поглощающей зоной. В незаполняющихся скважинах башмак НКТ размещают напротив поглощающей зоны. В муфту верхней трубы устанавливают конусообразную воронку, над которой располагают нижний конец ведущей трубы.
В воронку подают буровой раствор с расходом 6—10 л/с, одновременно равномерно засыпая в нее наполнитель небольшими порциями. Для предотвращения подъема взвешенного наполнителя в кольцевое пространство за НКТ закачивают буровой раствор в затрубное пространство с расходом, равным подаваемому в НКТ. После насыщения поглощающей зоны, на что укажет восстановление циркуляции, соединяют ведущую трубу с колонной НКТ и излишки наполнителя вымывают из скважины. В качестве наполнителя используют песок, резиновую крошку, кожу-горох, ореховую скорлупу, кордное волокно, улюк и другие закупоривающие агенты.
В качестве жидкости-носителя применяют воду, буровой раствор, водобентонитовую суспензию, приготовленную непосредственно перед закачиванием в скважину.
183
5.4.6. ИСПРАВЛЕНИЕ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЦЕМЕНТНОГО КОЛЬЦА (КР1—3)
Исправление негерметичности цементного кольца для ликвидации заколонных перетоков пластовых флюидов производится методом тампонирования под давлением. Подъем лифтовых труб из скважины для ревизии и последующая шаб-лонировка ствола в интервале объекта изоляции обязательны. Приемистость объекта изоляции проверяют с использованием воды при трех установившихся режимах прокачки. При необходимости принимаются меры по увеличению приемистости (кислотная обработка и др.).
Технологическую схему и тампонажные материалы для РИР выбирают в зависимости от принадлежности изолируемого флюида и геолого-технических условий в осложненном интервале скважины
5.5. РИР ПРИ ЛИКВИДАЦИИ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ
При негерметичности цементного кольца возможны следующие осложнения:
перетоки воды, нефти и газа по заколонному пространству между невскрытыми перфорацией пластами, грифоны;
обводнение продуктивных пластов,
прорыв газа в перфорированную зону нефтяного пласта.
Эффективность изоляционных работ во многом зависит от информации о причине и местоположении источника перетока, а технологические схемы и приемы при цементировании под давлением во всех случаях практически одинаковы и могут отличаться выбором зоны ввода тампонажного состава в заколонное пространство
Воды нефтяных месторождений по отношению к продуктивным коллекторам разделяют на чуждые (верхние и нижние), контурные, подошвенные и промежуточные (рис. 5.7).
1. Чуждые воды залегают в водоносных горизонтах, расположенных выше или ниже нефтяных пластов. В естественных условиях нефтеносные и водоносные горизонты отделены друг от друга плотными, чаще глинистыми разделами. При бурении скважины непроницаемые перемычки между пластами разрушаются, создавая тем самым потенциальные условия для межпластового перетока Если кольцевое пространство в зоне плот-
184
_-_,.-. BHK
ного раздела зацементировано некачественно, то при освоении или эксплуатации обводнение скважины чуждой водой неизбежно.
2. Подошвенная вода залегает в одном пласте с нефтью и занимает его нижнюю часть.
Нефтяные пласты, как правило, литологически неоднородны и характеризуются слоистым строением с включением различных по мощности алевролитовых и глинистых пропластков. Последние по простиранию могут выклиниваться, поэтому пласт представляет единую гидродинамическую систему. Однако профиль большинства участков продуктивного пласта включает один или несколько плотных разделов, которые в условиях скважины выполняют роль естественных экранов, отделяющих подошвенные воды от нефтенасыщен-
ной части. Поэтому подошвенная вода может быть надежно изолирована, если качественно зацементированы участки за-колонного пространства напротив плотных разделов, залегающих между водонефтяным контактом и нижними перфорационными отверстиями
3. Воды, находящиеся в нефтяном пласте на крыльях складок и подпирающие нефть, называются контурными.
4. В нефтяном пласте со слоистым строением некоторые пропластки могут быть водоносными. Кроме того, по высокопроницаемым пропласткам продуктивного горизонта нередко наблюдаются прорывы контурных или закачиваемых для поддержания пластового давления вод. Указанные воды называются промежуточными. Данный вид осложнения не связан с качеством крепи скважин, поэтому технология его ликвидации не рассматривается.
Каналами перетока могут служить дефекты в цементном кольце или зона контакта последнего с обсадной колонной или
Рис. 5.7. Упрощенная схема обводнения скважины чуждыми, подошвенными и промежуточными водами
185
плотным разделом. Мощность непроницаемых перегородок, а следовательно, и протяженность каналов перетока изменяются по скважинам в широких пределах. Однако, как установлено, их поперечные размеры характеризуются зачастую долями миллиметра. В то же время расчеты свидетельствуют о том, что нередко режимы течения флюида в таких каналах близки к ламинарному. Вследствие этого трудно ожидать очистки изолируемых каналов от глинистой корки или продуктов ее разрушения. Тампонажный же материал, доставленный в неочищенный канал перетока, часто не выполняет своего назначения.
Из этого следует, что перед проведением изоляционных работ в скважине необходимо создать условия, обеспечивающие очистку каналов перетока от глинистой корки. С этой целью скважину перед остановкой на ремонт необходимо несколько дней отработать при максимально допускаемых депрессиях.
При выборе тампонажных материалов исходят из следующих положений.
1. Расстояние от перфорированных отверстий в колонне до плотных разделов (см. рис. 5.7) по скважинам изменяется в широких пределах. По пути к непроницаемой перегородке цементный раствор ввиду высокой водоотдачи и больших перепадов давления при нагнетании интенсивно отфильтровывает воду в окружающий коллектор. Снижение водоцементного отношения уменьшает подвижность тампонажной смеси вследствие загустевания и приводит к резкому сокращению сроков схватывания вяжущего.
При определенных условиях тампонажная смесь может не достигнуть непроницаемой перегородки или перекрыть ее незначительную часть, что снизит эффективность изоляции каналов перетока. Указанное явление в значительной мере устраняется при использовании цементных растворов с пониженной водоотдачей.
2. Каналы перетока характеризуются исключительно малыми поперечными размерами. Это накладывает жесткие требования на проникающую способность тампонажных растворов.
3. Мощность непроницаемых разделов (см. рис. 5.7) также различна. Поэтому тампонажный материал должен обладать высокими изолирующими свойствами, в частности, повышенной адгезией к стенкам канала перетока.
4. С момента приготовления до окончания процесса цементирования под давлением проходит значительное время, часть
186
которого закачанный в скважину тампонажный раствор не может находиться в покое. Поэтому необходимо предусмотреть мероприятия по обеспечению стабильности и сохранению исходной подвижности тампонирующей системы.
В качестве тампонирующих материалов следует применять составы на основе минеральных вяжущих, подвергнутые специальной обработке, или ПТМ.
A. Для снижения водоотдачи цементных растворов рекомендуется использовать реагенты ММЦ-БТР и ПВС-ТР, выгодно отличающиеся от традиционных: они не влияют на сроки схватывания и подвижность цементных растворов соответственно до температуры 50 и 70° С, затвердевший камень обладает улучшенными физико-механическими показателями.
Б. Для улучшения реологических свойств цементного раствора и их стабилизации во времени, а также повышения прочности тампонажного камня необходимо при приготовлении суспензии применять добавки, облагораживающие смесь: окзил, КССБ, полимер ТЭГ с отвердителем ПЭПА, тонкодисперсные окислы кремния и др. Для обеспечения надежного контроля за плотностью цементного раствора при приготовлении суспензии целесообразно использовать осреднительную емкость.
B. В качестве составов смесей с высокой проникающей способностью могут использоваться фильтрующиеся системы с ограниченным содержанием твердой фазы — отверждаемые глинистые растворы (ОГР), водные растворы фенолформаль-дегидных смол, водонерастворимые ПТМ, а также гелеобразу-ющие составы (ВУС, гипан и др.). Наиболее целесообразно их применение в скважинах с низкой приемистостью. Однако использование перфорационных отверстий в качестве зоны ввода фильтрующейся смеси в каналы перетока нежелательно, так как одновременно можно закупорить часть продуктивного пласта. В данном случае следует использовать специальные перфорационные отверстия в колонне, выполненные напротив плотного раздела. При этом весь интервал перфорации предварительно перекрывают пробкой или изолируют.
Схема проведения операции и используемые при этом технологические приемы определяются результатами исследований по выявлению причины обводнения скважины.
При любом способе цементирования, если не достигнуто требуемое давление нагнетания, следует всю тампонажную смесь задавить в пласт, а затем повторить операцию.
После разбуривания цементного моста, к которому приступают после 24 ч ОЗЦ качество изоляционных работ проверяют
187
геофизическими исследованиями, опрессовкой колонны и вызовом притока жидкости.
В комплексе геофизических исследований включение записи кривой АКЦ обязательно, так как сравнение ее с записью до изоляционных работ дает ценную информацию.
Опрессовка колонны сама по себе не является достаточным критерием оценки качества изоляции каналов перетока. Однако при этом могут быть выявлены существенные дефекты крепления скважины.
Вызов притока — основной способ контроля за качеством изоляции каналов перетока, которое считается удовлетворительным, если после создания депрессии в колонне приток постороннего флюида не превышает нормативного значения.
Величину депрессии, а также допускаемый объем притока устанавливают местные геолого-технические службы в зависимости от условий скважины и способа эксплуатации.
5.6. ИЗОЛЯЦИЯ ЧУЖДЫХ ВОД (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. Допускается установка взрывпакера. Для РИР используются цементные растворы на водной основе с добавками понизителей водоотдачи, стабилизаторов и пластификаторов или нефтецементные растворы При РИР в сильнодренированных пластах используются пеноцементы.
Если, несмотря на принятые меры (дренирование, кислотные обработки и др.), 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 напротив плотных разделов между продуктивным и водоносным пластами. Перед выполнением спецотверстий в колонне перфорированный интервал необходимо перекрыть песчаной пробкой или взрывным пакером При РИР кроме цементных растворов целесообразно использовать полимерные тампонажные материалы (ПТМ). При использовании гелеобразующих ПТМ необходимо в качестве заключительной порции тампонирующей смеси, задавливаемой за колонну, использовать це-
188
ментный раствор. При применении отверждающихся ПТМ над песчаной пробкой следует установить цементный стакан для предупреждения фильтрации смолы. При изоляции нижних, контурных и нагнетаемых в пласт вод с целью поддержать пластовое давление применяют различные ПТМ, пригодные к использованию только после лабораторной проверки, приемлемые для условий конкретной залежи.
Тампонирование каналов перетока следует осуществлять через специальные отверстия, выполненные в колонне напротив 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 необходимо использовать цементные растворы, подвергнутые специальной обработке. При приемистости скважины менее 0,5 м3/(ч • МПа) используют ПТМ.
Допускается проведение РИР без применения пакера в скважинах, эксплуатирующих слабодренированные пласты. Предварительно цементированию под давлением подвергается весь интервал перфорации.
После разбуривания цементного моста следует испытать колонну на герметичность опрессовкой под избыточным давлением. При этом допускается падение давления. Важно констатировать, что непрерывная закачка жидкости в изолируемый объект при давлениях, допустимых для колонны, невозможна. Далее надо перфорировать колонну (2—5 отверстий) напротив плотного раздела и повторно провести РИР. После РИР интервал от спецотверстий до верхней границы плотного раздела необходимо перекрыть в колонне цементным стаканом, мощность которого должна быть не менее 1 м.
РИР без прострела спецотверстий допускается производить также 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. Целесообразно при этом применять нефтецементные растворы.
189
5.7. НАРАЩИВАНИЕ ЦЕМЕНТНОГО КОЛЬЦА ЗА КОЛОННОЙ (КР1-4)
Наращивание цементного кольца за незацементированной обсадной колонной следует производить в следующих случаях:
для защиты обсадных колонн от коррозии агрессивными пластовыми флюидами;
для ликвидации или предупреждения перетока пластовых флюидов по незацементированному заколонному пространству;
для заполнения заколонного пространства тампонажным материалом в зоне дефекта обсадной колонны или подлежащих эксплуатации продуктивных горизонтов.
Закачку тампонажного состава в заколонное пространство необходимо осуществлять через специальные отверстия в колонне (прямое цементирование) или непосредственно в заколонное пространство с устья скважины (обратное цементирование). Выбор способа цементирования должен основываться на изучении материалов по строительству и эксплуатации скважин, результатах дополнительных гидродинамических и геофизических исследований. Материалы по строительству и эксплуатации скважины включают следующие сведения:
конструкцию скважины;
осложнения в незацементированном интервале ствола в процессе бурения скважины (поглощения, обвалы, сальнико-образование, зоны посадок и затяжек инструмента при спус-ко-подъемных операциях, интервалы проработок и др.);
характеристику 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 незацеменитрованном интервале обсадной колонны.
Гидродинамические исследования предусматривают испытания обсадной колонны на герметичность опрессовкой, проверку приемистости заколонного пространства при закачке бурового раствора с устья скважины, проверку наличия круговой циркуляции через спецотверстия в колонне при подаче жидкости в колонну или заколонное пространство. Буровой раствор по параметрам должен соответствовать буровому раствору, используемому при креплении скважины. Затем проводят геофизические исследования с целью уточнить местопо-
190
ложение верхней границы наращиваемого цементного кольца и его состояние, наличие закупоривающих пробок в заколон-ном пространстве, выделение 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 применяется при следующих условиях в скважине:
наличии поглощения при закачке промывочной жидкости в заколонное пространство;
если поглощающая зона расположена над уровнем наращиваемого цементного кольца на расстоянии не более 100 м.
В противных случаях следует применять прямое цементирование.
Затем осуществляется перфорация 2—5 спецотверстий в обсадной колонне на расстоянии от 50 до 100 м над наращиваемым цементным кольцом в зоне залегания плотных разделов. При наличии спецотверстий в колонне обратное цементирование производится в случаях, когда:
восстановлена циркуляция;
расчетное давление продавки тампонажного раствора при прямом цементировании превышает величину, допускаемую для данной колонны;
расчетное гидродинамическое давление столба тампонажного раствора при прямом цементировании превышает давление гидроразрыва пласта в интервале цементирования.
При прямом способе цементирования для снижения интенсивности поглощения необходимо принять меры. Для цементирования используют цементные растворы с добавками понизителей водоотдачи, стабилизаторов и пластификаторов.
При приемистости поглощающей зоны 2 мэ/ч • МПа применяют цементные растворы с наполнителями, пеноцементы.
Количество тампонажного раствора определяется по объему заполняемого заколонного пространства с учетом данных кавернометрии и профилеметрии ствола скважины, а также опыта аналогичных работ в регионе.
При прямом цементировании необходимо планировать оставление цементного моста над спецотверстием в колонне высотой не менее 10 м.
После ОЗЦ и разбуривания цементного моста в зоне спецотверстий следует выполнить оценку качества изоляционных работ.
При негерметичности колонны в зоне спецотверстий проводят дополнительные изоляционные работы.
191
5.8. УСТРАНЕНИЕ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Работы по устранению негерметичности обсадных колонн включают изоляцию сквозных дефектов обсадных труб и повторную герметизацию их соединительных узлов (резьбовых соединений, стыковочных устройств, муфт ступенчатого цементирования).
Ликвидацию каналов негерметичности в соединительных узлах обсадных колонн следует производить тампонированием под давлением. При негерметичности резьбовых соединений обсадных колонн рекомендуется применять метод довинчивания обсадных труб с устья скважины.
5.8.1. ТАМПОНИРОВАНИЕ НЕГЕРМЕТИЧНЫХ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Работы проводят в соответствии с РД 39-1-844-82 для ликвидации утечки жидких или газообразных флюидов из колонны через резьбовые соединения, являющиеся причиной негерметичности колонн при опрессовке и источниками межколонных проявлений при эксплуатации скважин. В качестве тампонирующих материалов рекомендуется использовать фильтрующиеся полимерные составы, превращающиеся в предельном состоянии в газонепроницаемый камень (отверждающие-ся составы) или гель (гелеобразующие составы).
Применение цементного состава результатов не дает. Возможно использование тампонирующих составов на основе минеральных вяжущих, фильтрат которых отверждается или образует гель. С этой целью следует остановить скважину, замерить затрубное р3 и межколонное рмк давления на устье, затем открыть выкид из межколонного пространства, снизить давление до атмосферного или до некоторого значения р'мк После этого закрывают выкид из межколонного пространства и определяют время восстановления Тв давления в межколонном пространстве от атмосферного или р'мк до рмк
Из паспорта скважины выписывают плотность бурового раствора рж, использованного при креплении обсадной колонны, и глубину Нц до уровня цементного кольца за обсадной колонной. Затем скважину заглушают и измеряют рмк Продолжение межколонных газопроявлений укажет на наличие перетоков газа по негерметичному заколонному пространству. Если меж-
192
колонные газопроявления прекратятся, то негерметичность колонны подтверждается однозначно. Если устье скважины оборудовано колонной головкой с клиновой подвеской труб, то герметичность сальниковых уплотнений и сварных соединений головки проверяют опрессовкой сжатым газом.
К обследованию обсадной колонны приступают, когда установлена герметичность колонной головки
Из скважины поднимают и подвергают ревизии НКТ. Обсадную колонну шаблонируют полномерной печатью до глубины, превышающей на 200 — 300 м нижнюю границу интервала, в котором имеется негерметичность. Расстояние до этой границы от устья ориентировочно оценивают по следующим формулам:
н <А
приНц<
При "ц
р-д
р-д
где Нц — глубина до уровня цемента за обсадной колонной, м;
р— плотность воды (р= 1000 кг/м3);
рж— плотность бурового раствора, использованного при креплении обсадной колонны, кг/м3;
g — ускорение силы тяжести (д = 9,8 м/с2);
Рз — давление в затрубном пространстве при эксплуатации, МПа.
Устанавливают цементный мост на 100—200 м ниже глубины L. После 24 ч. ОЗЦ проверяют прочность моста разгрузкой не менее 10% веса НКТ при одновременной промывке с расходом не менее 5—6 л/с. Буровой раствор в колонне заменяют на воду. Колонну спрессовывают на герметичность водой, фиксируют снижение давления Ар в течение контрольного времени. Затем устанавливают нижний конец НКТ на глубине L. Поиск негерметичных резьбовых соединений ведут методом
13 Заказ 129
193
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 применяют схему, предусматривающую закачку тампонирующего состава в скважину, опорожненную до нижней границы негерметичности,
В качестве изолирующих материалов используют растворимые или нерастворимые в воде отверждающиеся тампонирующие составы.
Если интервал, содержащий негерметичность, находится ниже допускаемой глубины опорожнения колонны, то рекомендуется применять схему, предусматривающую закачку тампонирующего состава в заполненную буровым раствором скважину.
Если местоположение интервала, содержащего негерметичность, установить не удалось, то для изоляции каналов утечки применяют метод «скользящего» тампонирования. Изолирующими материалами служат гелеобразующие составы. В скважинах с высокими межколонными давлениями (рмк>4,0 МПа) допускается использовать водонерастворимые отверждающиеся тампонирующие составы. Для этого необходимо уточнить рецептуры тампонирующих составов, 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:
V=0,785D2lk!,
где D — внутренний диаметр ремонтируемой колонны, м; ' 1 —протяженность интервала негерметичности, м; k[ — коэффициент запаса, kj = 1,2.
На скважине устанавливают газонагнетающий агрегат, два цементировочных агрегата и емкость вместимостью от 3 до 5 м3. При заполненной скважине поднимают часть НКТ, нижний конец которых устанавливают на 10—15 м ниже интервала, содержащего негерметичность колонны.
194
5.8.2. ПРОВЕДЕНИЕ РИР ПРИ ЗАКАЧКЕ ТАМПОНИРУЮЩЕГО СОСТАВА В КОЛОННУ, ОПОРОЖНЕННУЮ ДО НИЖНЕЙ ГРАНИЦЫ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ
В этом случае открывают выкид из трубного пространства. Закачивая газообразный агент, вытесняют жидкость из зат-рубного пространства через НКТ и опорожняют обсадную колонну до глубины спуска труб (рис. 5.8., а,б). Скважина разряжается. Через 2 ч. проверяют наличие притока жидкости в колонну. Поступление жидкости из НКТ при закачке газообразного агента в затрубное пространство укажет на наличие притока из заколонного пространства в колонну. При отсутствии притока производят подъем части НКТ, нижний конец которых устанавливают на расстоянии от 100 до 200 м над верхней границей интервала негерметичности, т. е. на расстоянии 1+(100 + 200) м над уровнем жидкости в скважине (рис. 5.8, в) Готовят раствор полимерный смолы. Отбирают пробы смолы для корректировки времени ОЗЦ и закачивают через НКТ раствор в скважину (рис. 5.8, г). С интервалом от 2 до 3 мин. закачивают через НКТ буровой раствор и заполняют колонну, после чего перекрывают выкид из затрубного пространства (рис. 5.8, д). Для нагнетания смеси в каналы негерметичности в обсадной колонне создают избыточное давление в пределах
13'
Рис. 5.8. Схемы РИР (а—д) при закачке тампонирующего состава в колонну, опорожненную до нижней границы негерметичности:
1 — промывочная жидкость (вода), 2 — тампонаж-ный мост, 3 — опорожненное пространство скважины, 4 — тампонирующий состав
195
допускаемого при опрессовке. Периодическим подкачиванием добиваются его стабилизации.
На период твердения состава (ОЗЦ) скважину оставляют под давлением не менее р3. После ОЗЦ плавным допуском НКТ уточняется верхняя граница тампонажного моста.
Для разбуривания моста используют трехшарошечное долото. Бурение производят «с навеса».
5.8.3. ПРОВЕДЕНИЕ РИР ПРИ ЗАКАЧКЕ ТАМПОНИРУЮЩЕГО СОСТАВА В КОЛОННУ, ЗАПОЛНЕННУЮ БУРОВЫМ РАСТВОРОМ
Данная схема применяется в случае притока жидкости после снижения уровня в колонне. После установки НКТ скважину промывают до выравнивания плотностей жидкости внутри НКТ и затрубном пространстве. На это укажет отсутствие перелива при открытых трубном и затрубном пространствах. При использовании гелеобразующих составов целесообразно применять схему обвязки в соответствии с рис. 5.9. Через НКТ закачивают тампонирующую смесь и продавливают до равновесия столбов жидкости в трубах в кольцевом пространстве. Для нагнетания смеси в каналы негерметичности в колонне создается избыточное давление в пределах регламентированного. Периодическим подкачиванием добиваются его стабилизации. Скважину оставляют на ОЗЦ под давлением на 24 ч.
После ОЗЦ оставшийся в затрубном пространстве тампонирующий состав, превратившийся в гель, вымывают из скважины. При использовании отверждающихся тампонирующих составов нижний конец НКТ приподнимают над уровнем тампонирующей смеси на расстояние от 30 до 50 м. При обратной промывке производят контрольный вымыв для проверки отсутствия тампонирующей смеси в кольцевом пространстве за НКТ.
Рис. 5.9. Схема обвязки цементировочного агрегата для приготовления и закачивания гелеобразущего состава в скважину:
1 — цементировочный агрегат,
2 — приемный бачок,
3 — выкидная труба насоса,
4 — приемная труба насоса,
5 — нагнетательная линия
196
5.8.4. ПРОВЕДЕНИЕ РИР ПРИ НЕУСТАНОВЛЕННОМ ИНТЕРВАЛЕ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ КОЛОННЫ
Если в скважине не наблюдалось межколонных проявлений, а негерметичность выявлена при опрессовке колонны жидкостью, то нижний конец НКТ следует расположить на 5—10 м выше искусственного забоя или цементного моста, установленного над интервалом перфорации. В качестве тампо-нажного материала используются гелеобразующие составы. Вязкость состава по ПВ-5 должна быть в пределах от 150 до 200 с. Обвязку выполняют в соответствии с рис. 5.9.
Приготавливают тампонирующий состав, который затем перекачивают в одну из половин мерника ЦА. Другую половину заполняют буровым раствором. Закачивая буровой раствор в затрубное пространство с подачей 3—5 л/с при открытом трубном, восстанавливают циркуляцию. Штуцеруя выкид из НКТ частичным перекрытием крана, устанавливают давление в обсадной колонне при циркуляции жидкости, не превышающее величины, регламентированной при опрессовке скважины. Не прекращая закачки, переключают краны на подачу тампонирующего состава в скважину. Состав прокачивают по затруб-ному пространству, не допуская превышения давления в колонне над допускаемым при опрессовке.
По мере перехода состава из затрубного пространства в трубы постепенно открывают кран на выкиде из НКТ; снижают давление прокачки и вымывают излишки состава на поверхность. Скважину оставляют на ОЗЦ.
Если при эксплуатации в скважине наблюдались межколонные проявления, то после отключения интервала перфорации нижний конец НКТ устанавливают на глубине L.
Рецептуру отверждающегося тампонирующего состава подбирают по температуре в скважине на глубине L. При использовании отверждающихся составов порядок работ аналогичен последовательности работ с применением гелеобразующих составов. После прокачки состава по затрубному пространству и вымыва излишка его на поверхность НКТ поднимают из скважины. В фонтанных скважинах допускается повторная герметизация резьбовых соединений колонн гелеобразующим составом без отключения перфорированной зоны. До наступления срока планово-предупредительного ремонта внутрисква-жинного оборудования работы допускаются без подъема НКТ.
197
5.8.5. ПРОВЕДЕНИЕ РИР В ПЕРФОРИРОВАННОЙ НЕОСВОЕННОЙ СКВАЖИНЕ
Буровой раствор закачивают в затрубное пространство и восстанавливают циркуляцию. Выкид из НКТ перекрывают и проверяют приемистость скважины. С этой целью при максимальной подаче ЦА осуществляют нагнетание бурового раствора и фиксируют наблюдаемое при этом давление рпр без превышения его над допускаемым при опрессовке. При необходимости для предупреждения загрязнения продуктивного пласта в качестве буровых растворов используются инертные жидкости (дегазированная нефть и др.). РИР проводится, если рпр > 10,0 МПа.
При необходимости для увеличения рпр в призабойную зону прокачивают 1—2 м3 высоковязкого (не менее 200 с по ПВ-5 при забойной температуре) водного раствора полимера (например, КМЦ, ПАА). С этой целью раствор полимера закачивают в НКТ и при закрытом затрубном пространстве вытесняют из труб в призабойную зону. Возможно использование композиции ВУС, которая после вытеснения в призабойную зону должна находиться в покое в течение периода гелеобразова-ния. Приготовленный расчетный объем гелеобразующего состава при закрытом выкиде из НКТ закачивают в затрубное пространство. Буровым раствором состав продавливается до предполагаемого местоположения интервала, в котором имеется негерметичность. Если этот интервал неизвестен, то объем продавочной жидкости рассчитывают, исходя из глубины, рассчитанной по приведенным выше формулам. При закачке и продавке тампонирующего состава подача насосов регулируется для создания в затрубном пространстве максимально возможного давления, но не выше допускаемого при опрессовке данной колонны. Затем скважину оставляют на ОЗЦ.
Гелеобразный состав из затрубного пространства вымывается, скважина осваивается и переходит в эксплуатацию.
5.8.6. ПРОВЕДЕНИЕ РИР В ПЕРФОРИРОВАННОЙ ФОНТАНИРУЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ
В этом случае необходимо остановить скважину, выпустить газ из затрубного и межколонного пространства до выхода жидкости. Закачивая дегазированную нефть в затрубное пространство, следует проверить приемистость скважины, РИР проводят, если рпр > 10,0 МПа.
198
Приготавливают расчетный объем гелеобразующего состава (например, композиции БУС) с облегчающими добавками, закачивают в затрубное пространство. Состав продавливается дегазированной нефтью до глубины установки верхней пусковой муфты. При отсутствии пусковых муфт композицию ВУС устанавливают на глубине L.
При закачке и продавке тампонирующего состава подачу насосов следует регулировать для создания в затрубном пространстве максимально возможного давления, но не выше допускаемого при опрессовке данной колонны. Скважину оставляют в покое на период гелеобразования.
Не вымывая состава из затрубного пространства, скважину пускают в эксплуатацию. Если в процессе дальнейшей эксплуатации вновь появляются межколонные газопроявления, необходимо периодически выпускать газ из затрубного и межколонного пространства и тем самым перемещать тампонирующий состав в кольцевом пространстве Прекращение межколонных проявлений укажет на перекрытие составом негерметичного интервала.
При опрессовке отремонтированного интервала газообразным агентом межколонные проявления должны отсутствовать. Качество РИР без отключения перфорированной зоны оценивают по результатам изменения рм к при освоении и эксплуатации отремонтированных скважин. Для определения показателя долговечности — среднего срока службы изолирующего тампона устанавливают ежемесячный контроль за эксплуатацией отремонтированных скважин.
5.9. ЛИКВИДАЦИЯ КАНАЛОВ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ В СТЫКОВОЧНЫХ УСТРОЙСТВАХ И МУФТАХ СТУПЕНЧАТОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
Если негерметичность стыковочного устройства или муфты ступенчатого цементирования характеризуется лишь падением давления при опрессовке и непрерывная прокачка жидкости при давлениях, допустимых для колонны, невозможна, то тампонирование каналов утечки производят так же, как тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн.
При пропускной способности каналов негерметичности, позволяющей вести непрерывную закачку жидкости при допустимых для колонны давлениях, РИР проводятся методами, используемыми при изоляции сквозных дефектов обсадных колонн.
5.9.1. ИЗОЛЯЦИЯ СКВОЗНЫХ ДЕФЕКТОВ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
С целью изоляции сквозных дефектов в обсадных колоннах осуществляют замену дефектной части колонны, производят цементирование под давлением или устанавливают трубы меньшего диаметра против дефекта.
Рассматриваемый метод применяется в случаях, когда замена дефектной колонны или перекрытие ее трубами меньшего диаметра невозможны. Интервал перфорации перекрывают песчаной пробкой или цементным мостом. Допускается установка взрывпакера. Скважину проверяют на заполнение прокачкой при максимальной подаче на рабочем режиме работы насосов не менее 1,5 объема колонны от статического уровня до устья скважины. В заполняющихся скважинах следует проверить приемистость дефекта колонны на воде при трех установившихся режимах прокачки, обследовать колонну печатью и при необходимости исправить дефектную часть справочным инструментом. Затем определяют местоположение дефекта колонны: рекомендуется уточнить его путем поинтервальнои оп-рессовки колонны с помощью пакера. Если зона нарушения колонны расположена более чем на 500 м выше интервала перфорации, целесообразно установить дополнительный цементный мост мощностью не менее 5 м на расстоянии от 20 до 30 м ниже дефекта. Наличие моста сократит трудоемкость ловиль-ных работ в случае падения инструмента в скважину, предотв-
200
ратит 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 устанавливают разделительный цементный мост мощностью не менее 5 м. При приемистости дефекта колонны более 2 м3/(ч-МПа) для снижения поглотительной способности скважины используется намыв наполнителей, закачка тампонажных материалов и т. д. Повторную проверку приемистости дефекта для оценки эффективности мероприятий по снижению поглотительной способности скважины следует проводить на воде при минимальном расходе и кратковременной прокачке жидкости. Рекомендуется исходить из обобщения регионального опыта применения отдельных мероприятий, стремясь к исключению данной операции перед тампонированием. При РИР используются цементные растворы, подвергнутые специальной обработке. При приемистости дефекта менее 0,5 мУ(ч'МПа) применяют ПТМ. Следует отдавать предпочтение способам тампонирования под давлением, 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 не рекомендуется вымывать излишки тампонажного раствора из зоны дефекта колонны.
На ОЗЦ скважину оставляют под избыточным давлением в пределах от 40 до 60% от достигнутого при задавливании тампонажного раствора за колонну. Через 24 ч. ОЗЦ давление в колонне снимают и допуском труб определяют местоположение цементного моста. Колонну спрессовывают, трубы поднимают из скважины и при необходимости проводят геофизические исследования.
Цементный мост разбуривают до глубины не менее чем на 3 м меньше глубины расположения дефекта колонны. К разбу-риванию цементного моста в зоне дефекта колонны приступают не ранее чем через 96 ч. после окончания тампонажных работ (при температуре 80° С и выше время ОЗЦ может быть сокращено вдвое).
201
5.10. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРИЕМЫ, РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ПРИ ТАМПОНАЖНЫХ РАБОТАХ В СКВАЖИНАХ
Результаты РИР во многом зависят от свойств используемого тампонажного материала. Однако качество материала само по себе еще не определяет результативность 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 условия, при которых данный материал проявляет все присущие ему полезные свойства. Поэтому вопросам управления технологическим процессом тампонирования следует уделять самое серьезное внимание. Следует отметить, что влияние управляющих воздействий на механизм формирования изоляционных экранов изучено недостаточно. В то же время анализ результатов РИР позволяет выделить ряд технологических приемов, эффективность которых подтверждена накопленным опытом.
1. 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 гидросмесителе. Это позволяет транспортировать к изолируемой зоне тампонирующую смесь, практически идентичную использованной при лабораторных испытаниях.
2. В процессе закачивания и продавливания тампонирующей смеси высокой плотности в трубах наблюдается вакуум. При этом возможны подсос атмосферного воздуха через неплотности 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 трубного пространства; возможны ошибки в расчетных параметрах процесса вследствие аэрации жидкости.
Поэтому при транспортировании тампонирующей смеси по НКТ следует штуцеровать выкид из затрубного пространства.
202
Наличие некоторого избыточного давления в трубном пространстве исключит явление вакуума, что обеспечит необходимый контроль за движением тампонажной смеси.
3. 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 за-трубном пространствах, равномерное распределение тампонирующей смеси в заколонном пространстве самотеком, деаэрация жидкости в НКТ.
4. При нагнетании не следует допускать высоких скоростей подачи жидкости. Даже 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 в результате кольматации твердой фазой раствора. Поэтому целесообразно периодически прекращать подачу жидкости. Продолжительность остановок зависит от интенсивности поглощения раствора и может составлять 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, по-видимому, 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 др.
При использовании химически не обработанных цементных растворов на стенках каналов утечки формируется толстая рыхлая фильтрационная корка. При хорошей приемистости и высокой скорости 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.
203
Цементные растворы с пониженной водоотдачей обеспечивают формирование тонкой и прочной фильтрационной корки. Периодическими остановками процесса при низких скоростях нагнетания наращивание корки ускоряется. И в конечном счете каналы утечки оказываются надежно изолированными.
Таким образом, если при низкой приемистости скважины использование цементных растворов с пониженной водоотдачей обязательно, то при хорошей приемистости — всегда желательно.
5. Многолетняя практика цементирования под давлением свидетельствует о том, что лучшие результаты получают в том случае, когда давление нагнетания, достигнув планируемого значения, не снижается после прекращения подачи жидкости в течение 5—10 мин. Тенденция к повышению давления нагнетания не всегда оправдана.
Высокие давления планируют, как правило, при низкой приемистости скважины или тогда, 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 закупоривает зону ввода.
В указанных случаях, когда приемистость скважины мень-
0,5м3/ч ,
ше--------, целесообразно использовать цементные растворы с
МПа
пониженной водоотдачей. При этом задавливание следует вести при минимальной подаче ЦА с перепуском части продавоч-ной жидкости в мерную емкость агрегата.
6. 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 интенсивно отфильтровывается жидкая фаза. При использовании водоцементных растворов это приводит из-за снижения В/Ц к резкому сокращению 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 обезжиженного цемента, которая также может стать причиной прихвата НКТ.
7. Изоляцию сквозных дефектов обсадных колонн следует
204
проводить, оставляя цементный мост против зоны ввода тампонирующей смеси за колонну. Накопленный опыт работ с вымыванием тампонажного раствора из зоны дефекта свидетельствует о низкой эффективности РИР. Это, по-видимому, связано с тем, что при вымыве тампонажного раствора промывочная жидкость под перепадом давления (нередко значительного) фильтруется в зону дефекта и частично размывает формирующийся экран.
8. На 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, окружающих колонну. Поэтому допускаемая нагрузка при опрессовке возрастет на величину давления, необходимого для снятия напряжения сжатия с изоляционного экрана.
9. Следует иметь в виду, что в обсадных колоннах диаметром 214 мм и более, заполненных водой, происходит интенсивное гравитационное оседание цементных растворов. Поэтому под дефектом колонны или нижней границей устанавливаемого разделительного моста рекомендуется устанавливать взрывной пакер или другие несущие устройства.
10. Избыточное давление в колонне при ОЗЦ имеет некоторое экстремальное значение, превышение которого снижает качество работ. Объясняется это, по-видимому, 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 также предположить, что при разрядке скважины происходит разрушение экрана под воздействием упругих деформаций горного массива.
Ориентировочно величину избыточного давления при ОЗЦ следует устанавливать в пределах от 40 до 60% от достигнутого при цементировании.
Опыт исправительного цементирования свидетельствует о том, что наилучшие результаты получают в том случае, когда достигнутое при нагнетании цементного раствора давление не сбрасывают (для вымыва излишка цемента и подъема НКТ в безопасную зону), а плавно снижают до некоторого значения, при котором скважину оставляют на ОЗЦ.
205
Этот прием возможен, когда башмак НКТ устанавливают над интервалом нарушения колонны на расстоянии, вмещающем расчетный объем тампонажной смеси, или при комбинированном способе цементирования. Необходимость разбури-вания в некоторых случаях цементных стаканов несколько большей протяженности не должна сдерживать применение этого способа, так как в общем балансе времени на разбурива-ние цемента приходится незначительная доля, вполне оправданная благодаря полученному результату работ.
Однако необходимо иметь в виду, что при использовании комбинированного способа цементирования необходимо применять пластифицирующие и стабилизирующие добавки, обеспечивающие в течение расчетного времени исходную подвижность раствора. Следует учитывать, что закачанный в скважину необработанный раствор во время подъема НКТ находится в покое и в результате структурообразования может превратиться в непрокачиваемую или малоподвижную массу.
11. При изоляции сквозных дефектов обсадных колонн продолжительность ОЗЦ должна составлять не менее 3 сут. Исследования свидетельствуют о том, что к этому времени прочность цементного камня достигает удовлетворительных значений (при температурах 80° С и выше время ОЗЦ может быть снижено).
Через сутки после окончания цементирования в скважине можно проводить необходимые работы. Однако от разбурива-ния цементного моста в непосредственной близости к интервалу нарушения колонны (от 15 до 20 м) следует воздержаться до истечения запланированного времени во избежание нарушения цементного кольца от ударов долота и труб о колонну.
12. 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-
206
ной пакер) и расстояние до искусственного забоя Ь3 значительно меньше расстояния до забоя скважины Н, то герметичность колонны следует оценивать по формуле:
н
где Арф — фактическое снижение давления в колонне при опрессовке, МПа;
Дрн — наблюдаемое снижение давления, МПа.
Если Дрф согласуется с нормативными требованиями, то после разбуривания искусственного забоя герметичность колонны контролируют повторной опрессовкой.
14. В соответствии с действующими правилами избыточное давление на устье при опрессовке колонны должно на 10% превышать максимальное пластовое давление в разрезе скважины. 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 нередко при цементировании под давлением для изоляции дефектов в верхних интервалах обсадных колонн, приуроченных к слабосцементированным высокопроницаемым участкам разреза, РИР носят затяжной характер, связаны 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, так как подстилается горными породами с низкими значениями давления гидроразрыва и при опрессовке колонны разрушается. Для формирования в таких условиях высокопрочных экранов необходимы тампонажные материалы с пределом текучести, близким к давлению опрессовки обсадной колонны.
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 отремонтированный дефект при прорыве флюида из наиболее активного пласта разреза определяется как разность между внутренним и наружным давлением на колонну.
207
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
Роп=1.1(Рш.-Рн)'
где рпл — пластовое давление проявляющего пласта
р„ — поровое (пластовое) давление горизонта, к которому приурочен дефект колонны
Так, при наличии в разрезе скважины газового пласта, характеризующегося рпл = 12 МПа обсадная колонна в соответствии с действующими правилами должна быть герметична при роп =15 МПа Если отремонтированный дефект колонны приурочен к горизонту, где рн = 5,0 МПа, то при прорыве газа перепад давления на тампонажный экран составит рт - рн = 8МПа
Переток газа за колонну будет исключен если тампонажный экран будет герметичен при роп = 1 1 8 = 9МПа
Подобные скважины при эксплуатации должны находить ся под специальным контролем
При последующих технологических операциях в стволе связанных с высокими перепадами давления на колонну, дефект может быть изолирован с помощью пакерующих устройств

На главную страницу