эксплуатационной колонны (КР2).
Работы по устранению негерметичности обсадных колонн включают изоляцию сквозных дефектов обсадных труб и повторную герметизацию их соединительных узлов (резьбовых соединений, стыковых устройств, муфт ступенчатого цементирования).
Повторная герметизация соединительных узлов обсадных колонн состоит в том, что ликвидируют каналы негерметичности в соединительных узлах обсадных колонн под давлением. Кроме того, при негерметичности резьбовых соединений обсадных колонн применяют метод довинчивания обсадных труб с устья скважины.
В качестве тампонирующих материалов используют фильтрующие полимерные составы, образующие газонепроницаемый тампонажный камень или гель. Использование цементных растворов запрещается.
Докрепление негерметичности резьбовых соединений эксплуатационной колонны методом довинчивания обсадных труб с устья скважины применяют в вертикальных и наклонных скважинах для ликвидации негерметичности резьбовых соединений эксплуатационных колонн, расположенных в свободной, т.е. не зацементированной и не прихваченной части обсадной колонны, не заклиненной посторонними предметами.
Ликвидация каналов негерметичности в стыковых устройствах и муфтах ступенчатого цементирования:
Если негерметичность стыкового устройства или муфты ступенчатого цементирования характеризуется лишь падением давления в процессе опрессовки и непрерывная прокачка жидкости при допустимых давлениях для колонны невозможна, то каналы изолируют способом тампонирования под давлением.
Если пропускная способность каналов негерметичности позволяет вести непрерывную докачку жидкости при допустимых для колонны давлениях, РИР проводят методами, используемыми для изоляции сквозных дефектов обсадных колонн.
Для изоляции сквозных дефектов в обсадных колоннах используют способы замены повреждённой части колонны, тампонирования под давлением или установку труб меньшего диаметра против дефекта.
Замену повреждённой части колонны производят при следующих условиях:
дефектные и находящиеся выше них обсадные трубы расположены в не зацементированной и не прихваченной части обсадной колонны, не заклиненной посторонними предметами;
на извлекаемых трубах не установлены элементы технологической оснастки обсадных колонн;
извлекаемые обсадные трубы расположены в обсаженной или несклонной к обвалам части ствола скважины;
давление гидроразрыва окружающих горных пород в зоне дефекта колонны составляет менее 50% от давления опрессовки обсадной колонны, что обуславливает неэффективность применения цементирования под давлением;
по условиям эксплуатации не допускается перекрытие дефекта колонны трубами меньшего диаметра, уменьшающими проходное сечение колонны;
грузоподъёмность наземных сооружений и механизмов обеспечивает подъём (спуск) извлекаемой части колонны.
Устранение негерметичности тампонированием (КР2-1).
Тампонирование сквозных дефектов обсадных колонн применяют в случаях, когда замена дефектной части колонны или перекрытие её трубами меньшего диаметра невозможны.
Если зона нарушения обсадной колонны расположена более чем на 500 м выше интервала перфорации, то 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 20 м разделительный мост высотой не менее 5 м.
При приёмистости дефекта колонны более 3 м3 / (ч·МПа) предварительно проводят работы по снижению интенсивности поглощения.
При тампонировании под давлением лишний объём тампонажного раствора из зоны дефекта не удаляют.
На период отверждения скважину оставляют под давлением от 40 до 60% от достигнутого при продавливании тампонажного раствора.
1. Технология:
Останавливают и глушат скважину.
1. Поднимают НКТ и другое скважинное оборудование.
2. Проводят исследование скважины.
3. Проводят обследование обсадной колонны.
4. Выбирают технологическую схему проведения операции, тип и объём тампонажного материала.
5. Устанавливают в обсадной колонне на 50-100 м выше интервала перфорации цементный мост или разбуриваемый пакер.
6. Проводят опрессовку моста или пакера.
7. В скважину спускают НКТ и устанавливают на 5-10 м выше дефекта в колонне и через них под давлением продавливают тампонажный раствор.
8. После истечения времени отверждения определяют местоположение моста и разбуривают его.
9. Проводят оценку качества работы.
Оценка качества работы:
1. При оценке качества изоляционных работ руководствуются действующим РД. При испытании отремонтированного интервала газом межколонные проявления должны отсутствовать.
2. Качество РИР без отключения перфорированной зоны оценивают по результатам изменения межколонного давления при освоении и эксплуатации скважины.
3. При определении показателя долговечности (среднего срока службы изолирующего тампона) устанавливают ежемесячный контроль над скважиной.
Устранение негерметичности установкой
металлического пластыря (КР2-2).
Перекрытие дефекта колонны тонкостенным металлическим пластырем возможно после получения достоверной информации о местоположении, протяжённости и конфигурации дефекта колонны, очистки её внутренней поверхности от заусениц, цементной корки и продуктов коррозии, измерения остаточной толщины стенок негерметичных обсадных труб.
Пластырь из тонкостенной трубы ст.10 с толщиной стенки 3 мм позволяет обеспечить герметичность эксплуатационной обсадной колонны при избыточном внутреннем давлении 20 МПа и депрессии до 7-8 МПа. Стандартная длина пластыря 9 м. Может быть применён пластырь длиной до 15 м, сваренный на производственной базе, а также секционный сваренный пластырь большей длины, свариваемый над устьем скважины.
Работы по установке пластыря выполняются в соответствии с требованиями РД. Предусматривается следующая последовательность:
1. После глушения скважины поднимают НКТ и другое скважинное оборудование.
2. Устанавливают в обсадной колонне на 50-100 м выше интервала перфорации цементный мост.
3. При необходимости доставляют на скважину комплект НКТ или бурильных труб грузоподъёмностью на 250 кН выше усилия, создаваемого весом колонны труб, спущенных до ремонтируемого интервала.
4. Производят гидроиспытание труб на избыточное давление не менее 15 МПа с одновременным шаблонированием их шаром диаметром не менее 36 мм.
5. Определяют глубину, размеры и характер нарушения обсадной колонны:
а) геофизическими методами – интервал нарушения;
б) поинтервальным гидроиспытанием с применением пакера. Размеры нарушения с точностью ±1 м;
в) боковой гидравлической печатью ПГ-2 уточняют размеры и определяют характер нарушения.
6. Очищают внутреннюю поверхность обсадной колонны в интервале ремонта от загрязнений гидравлическим скребком типа СГМ-1.
7. Производят шаблонирование обсадной колонны:
а) в колонне диаметром 146 мм используют шаблон диаметром 121 мм и длиной 400 мм;
б) в колонне диаметром 168 мм используют шаблон диаметром 140 мм и длиной 400 мм;
в) для шаблонирования участка колонны, расположенного ниже ранее установленного пластыря, муфты МСЦ или другого сужения ствола скважины, может быть использован гидромеханический шаблон ШГ-1 соответствующего диаметра.
8. Замеряют внутренний периметр обсадных труб в интервале установки пластыря с помощью измерителей периметра ИП-1, опускаемых на НКТ или бурильных трубах.
9. Если в процессе обследования обсадной колонны выявлено несколько нарушений, подготовительные работы на каждом из них проводят последовательно.
10. Сборку и подготовку устройства для запрессовки пластыря (дорна) и продольно - гофрированных труб производят на базе производственного обслуживания.
11. Транспортирование дорна производят в собранном виде. Запрещается сбрасывать дорны и пластыри при их разгрузке.
12. Дорн должен быть оборудован клапанами для долива и слива жидкости.
13. При работе на загрязненных жидкостях целесообразно над дорном устанавливать пескосборник.
14. Длина пластыря выбирается исходя из размеров поврежденного участка обсадной колонны. Длина пластыря должна быть не менее чем на 3 м больше длины повреждения. В большинстве случаев используются пластыри стандартной длины (9 м), при необходимости - удлиненные сварные.
15. Наружный периметр продольно - гофрированных заготовок пластыря выбирают, исходя из результатов замеров внутреннего периметра обсадной колонны и толщины стенки ее в интервале ремонта.
16. На производственной базе и перед спуском в скважину на наружную поверхность продольно - гофрированных заготовок пластыря наносится слой герметика.
17. Технология установки стального пластыря в обсадной колонне в общем виде следующая:
а) на устье скважины собирают дорн с продольно - гофрированной трубой;
б) дорн с заготовкой пластыря спускают на НКТ или бурильных трубах и устанавливают в интервале нарушения обсадной колонны;
в) соединяют нагнетательную линию со спущенной колонной труб, с помощью насоса цементировочного агрегата создают давление и производят запрессовку пластыря;
г) приглаживают пластырь дорнирующей головкой при избыточном давлении 12 МПа не менее 4- 5 раз;
д) не извлекая дорн из скважины, опрессовывают колонну; при необходимости приглаживание повторяют;
е) поднимают колонну труб с дорном, осваивают и вводят скважину в эксплуатацию по утвержденному плану.
Устройство Дорн предназначено для установки тонкостенных
металлических пластырей в местах нарушений герметичности эксплуатационных колонн в нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах диаметром 146 и 168 мм, образовавшихся в результате трещин, коррозии, износа, перфорации, нарушений резьбовых соединений.
ВНИИ Крнефть разработал два типа устройств:
1) без опоры на обсадную колонну;
2) с опорой на обсадную колонну (не более 0, 5 м от забоя).
Работа устройств обоих типов основана на расширении продольно - гофрированной трубы до плотного контакта с обсадной колонной за счет избыточного давления в полости дорнирующей головки с последующей протяжкой устройства талевой системой. По принципу работы эти устройства отличаются следующим. Надежное сцепление пластыря с ремонтируемой колонной в устройстве первого типа осуществляется за счет силовых цилиндров, которые обеспечивают заход дорнирующей головки в пластырь в начальный период дорнования (расширения), а в устройстве второго типа - за счет опоры якорей на колонну, что позволяет удерживать пластырь в начальный период дорнования.
Эти устройства не рекомендуется применять, когда ремонтируемая колонна сильно повреждена и может быть разорвана опорным якорем.
По окончании работ проверяют качество РИР. При недостаточной степени герметичности колонны тампонируют каналы утечки за пластырь с применением фильтрующихся полимерных тампонажных материалов.
Последовательность работ устройства
Дорн без опоры на колонну.
КР2-3. Устранение негерметичности
спуском дополнительной обсадной
колонны меньшего диаметра
Перекрытие дефекта обсадной колонны трубами меньшего диаметра производят в случаях, если:
1. замена дефектной части обсадной колонны технически невозможна;
2. метод тампонирования не обеспечивает необходимой герметичности обсадной колонны;
3. обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение которых технически невозможно или экономически не оправдано;
4. по условиям эксплуатации скважины допускается уменьшение проходного сечения колонны.
Перекрытие дефекта осуществляют следующими способами:
1. спуском дополнительной колонны меньшего диаметра до забоя или интервала перфорации;
2. спуском летучки, то есть перекрытием дефекта трубами меньшего диаметра, длина которых определяется протяженностью негерметичного интервала колонны.
Технология проведения работ
Подготовительные работы
1. Останавливают и глушат скважину.
2. Поднимают НКТ и другое скважинное оборудование.
3. Проводят исследование скважины.
4. Проводят шаблонирование обсадной колонны.
5. Устанавливают песчаную или глинопесчаную пробку в интервале эксплуатационного фильтра.
6. Устанавливают над пробкой защитный цементный мост.
Далее работы проводят в зависимости от выбранного способа перекрытия дефекта.
Первый способ
7. Спускают дополнительную обсадную колонну до забоя или до интервала перфорации.
8. Приготавливают, закачивают и продавливают цементный раствор и скважину оставляют на ОЗЦ.
9. После ОЗЦ проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований для контроля качества работ.
10. Разбуривают цементный стакан, цементный мост, песчаную или глинопесчаную пробку и промывают скважину до забоя.
На этом ремонт скважины заканчивается.
Второй способ:
Длину летучки выбирают из расчёта создания цементного кольца в затрубном пространстве на 30-50 м выше верхнего дефекта и на 30-50 м ниже нижнего дефекта. Спуск колонны ведут на бурильных трубах. Между бурильными трубами и спускаемой колонной находится специальный переводник (рис. 4).
| 1. Бурильная труба; 2. Корпус переводника; 3. Пружина; 4. Шариковый клапан; 5. Каналы для соединения с затрубным пространством; 6. Муфты; 7. Тарельчатый клапан; 8. Направляющая воронка. |
7. Спуск летучки с переводником на бурильных трубах.
8. Приготавливают, закачивают и продавливают цементный раствор.
9. Обратной промывкой вымывают излишек цементного раствора через шариковый клапан переводника. Близкое раположение каналов к воронке обеспечивает полное удаление излишков цементного раствора из кольцевого пространства выше воронки, благодаря чему исключается прихват переводника и бурильных труб цементом.
10. Оставляют скважину на ОЗЦ.
11. После ОЗЦ отвинчивают колонну бурильных труб, поднимают её из скважины.
12. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований для контроля качества работ.
13. Разбуривают цементный стакан, цементный мост, песчаную или глинопесчаную пробку и промывают скважину.
На этом ремонт скважины заканчивается.
ГРП
Проведение ГРП (КР7-2).
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – процесс обработки призабойной зоны скважины с целью расширения и углубления естественных и образования новых трещин в породах призабойной зоны. Достигается это путём создания высоких давлений на забоях скважин закачкой в пласт вязких жидкостей при больших расходах, что обеспечивает быстрое повышение давления на забое. Когда давление превысит гидростатическое примерно в 1,5-2,5 раза, произойдет разрыв и расслоение пласта, то есть расширяются естественные и образуются новые трещины. Для сохранения трещин в раскрытом состоянии их заполняют закрепляющим материалом, который вводят вместе с вязкой жидкостью (жидкость – песконоситель).
ГРП применяют для:
1. Увеличение продуктивности добывающих и приёмистости нагнетательных скважин.
2. Регулирование притоков и приёмистости по продуктивной толщине пласта.
3. Создание водоизоляционных экранов в обводнённых скважинах.
Различают три основные типа процесса ГРП:
1. Однократный;
2. Многократный;
3. Направленный (поинтервальный).
При однократном разрыве предполагается образование одной трещины в продуктивной толщине пласта, многократном – несколько трещин по всей продуктивной толщине пласта; направленном -–образование трещин в заранее предусмотренных интервалах толщины пласта.
До начала работ по ГРП определяют глубину забоя скважины. Затем скважину исследуют на приток. Иногда для снижения давления разрыва и повышения эффективности процесса применяют гидропескоструйную перфорацию, кислотную обработку. Поскольку при ГРП в большинстве случаев (за исключением мелких скважин) давления превышают допустимые для обсадных колонн, то в скважину на НКТ спускают пакер, от давления пакер спускают с якорем – устройством предупреждающим смещение пакера по колонне и устанавливают его выше верхних отверстий фильтра (кровли пласта). Устье оборудуют головкой, к которой подключают агрегаты для нагнетания рабочих жидкостей.
Процесс ГРП состоит из следующих последовательных этапов:
1. Закачки в скважину жидкости разрыва для создания трещины в пласте.
2. Закачки жидкости – песконосителя с закрепляющим материалом.
3. Закачки продавочной жидкости для проталкивания закрепляющего материала в трещины и предохранения их от смыкания.
По спущенным НКТ нагнетают сначала жидкость разрыва в таких объёмах, чтобы создать на забое давление, достаточное для разрыва пласта. При этом непрерывно наблюдают за давлением и расходом жидкости на устье. Момент разрыва на устье отмечается резким увеличением расхода жидкости при одном и том же давлении или резким уменьшением давления на устье при одном и том же расходе. Обычно о моменте гидроразрыва судят по условному коэффициенту:
;
Q – расход жидкости;
РУ – давление на устье.
При резком увеличении КУ происходит гидроразрыв пласта.
После разрыва пласта, не снижая давления, в скважину закачивают жидкость – песконоситель – вязкую жидкость, смешанную с закрепляющим материалом – песком, которая под воздействием продавочной жидкости проталкивается в НКТ и в пласт.
В неглубоких скважинах для разрыва пласта жидкость разрыва обычно закачивают непосредственно в обсадную колонну.
Продолжительность ГРП можно определить по формуле:
;
- потребное число агрегатов;
QMAX – максимальный расход жидкости при ГРП.
При большой толщине пласта проводят многократный разрыв, т.е. несколько разрывов в пласте за одну операцию.
Многократный ГРП с применением упругих пластмассовых шариков или закупоривающих материалов.
Вначале проводят ГРП по обычной технологии, а затем в нагнетаемый поток жидкости вводят пластмассовые шарики диаметром 12-18 мм и плотностью, примерно равной плотности жидкости. Один шарик может перекрыть одно перфорационное отверстие. Потоком жидкости шарики устремляются в те перфорационные отверстия, где скорость потока наибольшая (против интервала разрыва), упираются в них и перекрывают отверстия. Тем самым достигается уменьшение или даже прекращение потока жидкости в образовавшуюся трещину. Давление на забое возрастает, что вызывает образование новой трещины в другом прослое. Это контролируется на поверхности увеличением условного коэффициента КУ. Затем в поток снова вводят шарики без снижения давления (через специальное лубрикаторное устройство) для закупорки второй образовавшейся трещины. Таким образом осуществляют двух-, трёх- или многократный разрыв пласта.
Аналогичным образом производят многократный ГРП с использованием временно закупоривающих веществ.
Если в скважине общим фильтром разрабатывается несколько пластов или пропластков, то применяют поинтервальный ГРП, т.е. в заданном прослое. Такой ГРП осуществим, если пропластки изолированы слоями непроницаемых пород, имеющих толщину несколько метров, с хорошим перекрытием. Это необходимо для размещения пакеров и якорей выше и ниже намеченного для ГРП интервала, а также для предотвращения ухода жидкости в другие пласты.
В этом случае интервал, предназначенный для ГРП, разобщают двумя пакерами (сверху и снизу), после чего проводят разрыв.
Для определения глубины образовавшейся в процессе разрыва трещины в жидкость – песконоситель вводят радиоактивные элементы с малым периодом полураспада, либо подвергают облучению закрепляющий материал. Сравнивая результаты гамма – каротажа по диаграммам, снятым до и после ГРП, определяют глубину с повышенным по сравнению с естественным фоном гамма – излучения, которая и характеризует глубину образовавшейся трещины.
При планировании процесса ГРП необходимо знать объём жидкости разрыва, объём жидкости – песконосителя, концентрацию закрепляющего материала в ней и его количество.
Объём жидкости разрыва устанавливают исходя из конкретных условий. По опытным данным при плотных породах, при вскрытой толщине пласта не более 20 м, объём жидкости разрыва следует устанавливать из расчёта 4-6 м3 на 1 м толщины пласта. При вскрытой толщине пласта более 20 м – на каждые 10 м толщины количество жидкости разрыва должно быть увеличено на 1-2 м3.
Если пласт сложен из слабосцементированных пород, то количество жидкости разрыва увеличивают в 1,5-2 раза по сравнению с указанной.
Объём жидкости – песконосителя:
;
QП – количество закачиваемого песка (закрепляющего материала);
С – концентрация песка в жидкости.
Концентрацию песка определяют по формуле:
;
V – скорость падения зёрен песка, м / ч.
Эта скорость зависит от свойств жидкости и определяется опытным путём.
Для заполнения трещин при ГРП используют кварцевые пески с размером зёрен 0,5-0,8 мм и специальный материал (пропант) резной фракции. Чтобы удержать трещину в раскрытом состоянии, закрепляющий материал (песок) должен быть хорошо отсортирован, а также обладать достаточной прочностью и не разрушаться во время сжатия трещины после снятия давления. Поэтому его твёрдость должна быть выше твёрдости пород пласта.
Количество закрепляющего материала QП зависит от степени трещиноватости пород. При определении QП учитывают конкретные условия и обычно основываются на опыте ранее проведённых ГРП. Обычно принимают 8000-20000 кг (8-20 т).
В качестве рабочих жидкостей для ГРП используют углеводородные жидкости (сырую вязкую нефть, керосин или дизельное топливо, нефтекислотные эмульсии и др.) и водные растворы (вода, ССБ, загущенные растворы соляной кислоты и др.). Углеводородные жидкости применяют в нефтяных скважинах, а водные растворы в нагнетательных.
Жидкость разрыва выбирают в соответствии с геолого-эксплуатационной характеристикой скважины, т.е. с учётом вязкости и фильтруемости, а жидкости – песконосители – с учётом её способности удерживать песок во взвешенном состоянии.
Рабочая жидкость (жр, жп, прж) должна удовлетворять следующим требованиям: не снижать абсолютную и фазовую проницаемость породы; не содержать механических примесей, а при соприкосновении с пластовыми жидкостями и породой пласта не образовывать нерастворимых осадков; обладать стабильной вязкостью в условиях обрабатываемого пласта в процессе проведения ГРП.
В качестве жидкости – песконосителя в соответствии с характеристикой пород пласта рекомендуется применять вязкие слабо фильтрующиеся жидкости, обладающие минимальной или быстро снижающейся фильтруемостью, а в качестве продавочной – сырые, маловязкие нефти или воду, обработанную ПАВ. Продавочная жидкость при всех условиях должна обладать малой вязкостью и способствовать отмыву пласта от жидкости – песконосителя.