5.1 Тампонирование

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

• Останавливают и глушат скважину.

• Проводят исследования скважины.

• Проводят обследование обсадной колонны.

• Выбирают технологическую схему проведения операции, тип и объем тампонажного материала.

• Ликвидацию каналов негерметичности соединительных узлов производят тампонированием под давлением.

• В случае достоверной информации о негерметичности резьбового соединения используют метод установки металлического пластыря.

Изоляцию сквозных дефектов обсадных колонн осуществляют, если:

• замена дефектной части колонны или перекрытие ее трубами меньшего диаметра технически невозможны;

• зона нарушения обсадной колонны расположена более чем на 500 м выше интервала перфорации. В этом случае устанавливают дополнительный цементный мост высотой не менее 5 м в интервале на 20—30 м ниже дефекта.

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

• При приемистости дефекта колонны более 3 м³/(ч • МПа) предварительно проводят работы по снижению интенсивности поглощения.

• При приемистости 0,5 м³/(ч • МПа) в качестве тампонажного материала используют полимерные материалы.

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

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

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

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

• замена дефектной части обсадной колонны технически невозможна;

• метод тампонирования не обеспечивает необходимой герметичности обсадной колонны;

• обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение которых технически невозможно или экономически нецелесообразно;

• по условиям эксплуатации скважины допускается уменьшение проходного сечения колонны.

6 РЕМНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ

6.1 Изоляция пластов или их отдельных элементов

Изоляционные работы проводят методом тампонирования под давлением без установки пакера через общий фильтр или с установкой съемного или разбуриваемого пакера через фильтр отклю­чаемого пласта:

• производят глушение скважины;

• спускают НКТ с «пером» или пакером (съемным или разбуриваемым);

при отключении верхних или промежуточных пластов выполняют операции по предохранению нижних продуктивных пластов (заполняют ствол скважины в интервале от искусственного забоя до отметки на 1,5-2,0 м ниже подошвы отключаемого пласта песком, глиной или вязкоупругим составом, устанавливают цементный мост или взрыв-пакер);

• производят гидроиспытание НКТ или НКТ с пакером;

• определяют приемистость вскрытого интервала пласта. Если она окажется менее 0,6 м³/(ч • М Па), проводят работы по увеличению приемистости изолируе­мого интервала (например, обработку соляной кислотой);

• выбирают тип и объем тампонажного раствора;

• приготавливают и закачивают под давлением в заданный интервал тампонажный раствор и оставляют скважину на ОЗЦ. Срок ОЗЦ устанавливают в зависимости от типа тампонажного раствора. По истечении срока ОЗЦ производят проверку моста и гидроиспытание эксплуатационной колонны;

• при необходимости производят дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта;

• при отключении верхних и промежуточных пластов, эксплуатация которых осуществляется при депрессии на пласт более 2 МПа, после проведения тампонирования под давлением интервал перфорации перекрывают дополнительно металлическим пластырем.

6.2 Исправление негерметичности цементного кольца.

• Производят глушение скважины

• Оборудуют устье скважины с учетом возможности осуществления прямой и обратной циркуляции, а также расхаживания труб.

• Поднимают НКТ и скважинное оборудование

• Проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований.

• Определяют приемистость флюидопроводящих каналов в заколонном пространстве и направление движения потока, а также степень отдачи пластом поглощенной жидкости.

Анализируют геолого-технические характеристики пласта и работу скважины:

• величину кривизны и кавернозности ствола скважина;

• глубину расположения центраторов и других элементов технологической оснастки обсадной колонны;

• температуру и пластовое давление;

• тип горных пород;

• давление гидроразрыва;

• дебит скважины;

• содержание и гранулометрический состав механических примесей в продукции;

• химический состав изолируемого флюида.

Проверяют скважину на заполнение и определяют приемистость дефектной части крепи при ус­тановившемся режиме подачи жидкости. Производят оценку объема отдаваемой пластом жидкости.

За 3-5 суток до осуществления работ проводят лабораторный анализ тампонажного состава в условиях ожидаемых температуры и давления. Время начала запустевания тампонажного состава должно быть не менее 75 % от расчетной продолжительности технологического процесса.

При исправлении негерметичности цементного кольца, расположенного над продуктивным пла­стом, проводят дополнительные подготовительные операции.

Создают спецотверстия на участке высотой 1 м (5-10 отверстий) над эксплуатационным фильтром против плотных пород.

Перекрывают интервал перфорации (в интервале продуктивного пласта) песчаной пробкой и сверху слоем глины высотой 1 м над песчаной пробкой или взрыв пакером типа ВП, устанавливаемым на 2-3 м выше верхних перфорационных отверстий, но не менее чем на 2 м ниже спецотверстий.

Если тампонирование проводят через эксплуатационный фильтр, то его перекрывают песчаной пробкой из расчета, что 1 м верхней части фильтра остается неперекрытым. Замеряют глубину установки песчаной пробки (взрыв -пакера).

Определяют приемистость изолируемого объекта. Спускают и устанавливают башмак заливочной колонны в зависимости от приемистости объекта:

• при приемистости 1.5 м³/(ч • МПа) - на 20 м выше спецотверстий;

• при приемистости менее 1,5 м³/ (ч • МПа) — на 1,0-1,5 м ниже спецотверстий. Производят гидроиспытание колонны НКТ и пакера.

Приготавливают, закачивают и продавливают тампонажный раствор в заданный интервал:

• при приемистости скважины до 2 м³/(ч«МПа) применяют цементный раствор или его комбинацию с полимерными составами;

• при приемистости более 2 м³/(ч • МПа) предварительно снижают интенсивность поглощения с применением различных наполнителей.

6.3 Наращивание цементного кольца за обсадной колонной

1) параметры глинистого и цементного растворов, использованных при первичном цементировании;

2) наличие и интенсивность поглощения в процессе бурения скважины;

Останавливают скважину и определяют динамику восстановления давления в межколонном про­странстве.

Производят глушение скважины.

Шаблонируют эксплуатационную колонну до глубины на 100—200 м ниже расположения цемент­ного кольца за обсадной колонной.

Устанавливают цементный мост над интервалом перфорации и по истечении срока ОЗЦ прове­ряют прочность цементного моста при разгрузке НКТ с промывкой.

При наличии зон поглощений проводят изоляционные работы для снижения их интенсивности.

Выбирают тип тампонажного материала в зависимости от интенсивности поглощения с учетом гео­лого-технических и температурных условий. В скважинах, в которых возможен гидроразрыв пласта, следует использовать облегченные тампонажные растворы.

7 ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИН

Под ликвидацией скважин понимается полное списание скважины со счета вследствие невозможности использовать ее по причинам технического или геологического порядка для продолжения ее бурения или эксплуатации.

Скважины, подлежащие ликвидации, могут быть или не законченные бурением, или находящиеся либо находившиеся в эксплуатации. Причины, дающие основание ставить вопрос о ликвидации не законченных бурением скважин, следующие:

1) сложная авария в скважине и доказанная техническая невозможность ее устранения, а также невозможность использования скважины для других надобностей, например возврат на вышележащие горизонты или использование в качестве нагнетательной или наблюдательной;

2) полное отсутствие нефтенасыщенности вскрытых данной скважиной горизонтов (разведочная) и невозможность использования ее для других надобностей (возврат, углубление и т. д.).

8 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕМОНТНЫХ РАБОТ

Оценку результатов ремонтных работ проводят в период даль­нейшей эксплуатации скважины по характеру добываемой продукции и по результатам повторных исследований после ремонта.

Признаками успешного проведения ремонтных работ следует считать:

1. в интервале объекта разработки - снижение или ликвидацию обводненности добываемой продукции, увеличение дебита скважины

2. при устранении негерметичности колонны - результаты испы­тания ее на герметичность гидроиспытанием или снижением уровня;

3. при изоляции верхних вод, поступающих в скважину через на­рушения в колонне или выходящих на поверхность по затрубному пространству, - отсутствие в добываемой продукции верхних вод, отсутствие выхода пластовых вод на поверхность.