Меню

Унв при капитальном ремонте скважин

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Подготовка скважин к проведению капитального ремонта

Скважину (эксплутационную или нагнетательную) считают подготовленной для капитального ремонта, если создана возможность проведения всех необходимых операций при условии соблюдения безопасности рабочего персонала, исключения загрязнения окружающей среды и потерь нефти.

Подготовка скважины состоит из двух основных частей: собственно подготовки скважины к проведению планируемых работ и подготовки используемого при этом оборудования.

К первой группе относятся работы, связанные с глушением скважины и предупреждением ее фонтанирования или каких – либо проявлений в процессе проведения работ. Ко второй – установка или ремонт мостков, проверка якорей, установка передвижного агрегата подземного ремонта либо приведение в порядок стационарной вышки (ремонт полов и мостков, проверка состояния кронблока и мачты, смазка шкивов, оснастка талевой системы, установка оттяжного ролика), подвешивание ролика к поясу вышки при работе на скважинах, оборудованных УЭЦН, расстановка оборудования на площадке.

Помимо этого, к подготовительным работам относят: доставку к скважине труб, насосных штанг, каната, талевого блока, подъемного крюка, укладку труб и штанг в стеллажи, райберовку труб, крепление муфт на трубах. Работы, связанные с исследованием состояния скважины (определение уровня жидкости, места расположения пробки, глубины забоя и т.п.). Необходимость подготовки скважин, эксплуатирующихся механизированными способами, обусловлена возможностью ее проявления при подземном ремонте, при чем вероятность самоизлива скважины, тем выше, чем большая депрессия создавалась на забое в процессе ее эксплуатации. Это объясняется следующим образом. Большинство месторождений разрабатывают с поддержанием пластового давления. При высокой обводненности и работе скважин в режиме форсированных отборов перепады между пластовым и забойным давлением весьма велики. Если после остановки такой скважины не заглушить ее, то через сравнительно небольшой промежуток времени давление восстановится, и статический уровень жидкости поднимется настолько, что начнется самоизлив скважины.

Для фонтанирующих скважин глушение обязательно, поскольку в противном случае начнется ее открытое фонтанирование.

Для эксплуатационных скважин подготовка их к ремонту может быть выполнена несколькими способами.

1.Наиболее рационально перекрытие клапана-отсекателя, установленного выше перфорационных отверстий эксплуатационной колонны. Для этого необходима предварительная установка клапана — отсекателя, позволяющего проводить ремонт без глушения скважины.

2. Промывка скважины в сочетании с глушением.

3.Оснащение устья скважины оборудованием, позволяющим проводить работы под давлением.

Глушение скважины заключается в замене жидкости в скважине, состоящей из нефти, газа и воды, на задавочную жидкость с плотностью, обеспечивающей создание необходимого противодавления на пласт.

Для удаления из скважины пластовой жидкости с малым удельным весом применяют прямую циркуляцию жидкости. При прямой технологическую закачивают по колонне насосно-компрессорных труб, а вытесняемая пластовая жидкость движется по кольцевому каналу по НКТ и эксплуатационной колонной. При обратной циркуляции технологическую жидкость закачивают в кольцевое пространство, а вытесняемая пластовая жидкость движется по НКТ.

Промывка с прямой и обратной циркуляцией обеспечивает гарантированное замещение столба пластовой жидкости лишь до глубины спуска насоса или НКТ. Для замещения всего объема жидкости поступают следующим образом: при обратной промывке после появления технологической жидкости на устье скважины, что определяется по периодическим отборам проб из контрольного вентиля, центральную задвижку закрывают, а закачку технологической жидкости не прекращают.

При условии давления закачиваемой технологической жидкости по сравнению с пластовым столбом жидкости, располагающийся ниже колонны промывочных труб или НКТ, будет задавлен обратно в пласт.

Гарантировать полное замещение всего столба пластовой жидкости пластовой на технологическую при промывке нельзя, поэтому плотность пластовой жидкости выбирают такой, чтобы противодавление на пласт превышало пластовое давление на 5-10%. Соотношение противодавления и пластового давления называют коэффициентом запаса.

В качестве технологической жидкости при капитальном ремонте обычно используют:

·Сточную воду, получаемую в процессе промысловой подготовки продукции нефтяных скважин, плотностью 1080 – 1120 кг/м,

·Высокоминерализованную пластовую воду плотностью 1180 – 1230 кг/м,

·Специальные утяжеленные растворы плотностью до 1450кг/м.

После завершения промывки и задавливания скважины (в тех случаях, когда это необходимо) вокруг нее размещают и монтируют оборудование для выполнения подземного ремонта.

В зависимости от способа эксплуатации, особенностей конструкции оборудования, спущенного в скважину, целей капитального ремонта состав и размещение оборудования могут быть различными. Общим для большинства работ является наличие у скважины приемных мостков со стеллажами для насосно-компрессорных труб и штанг (при эксплуатации скважины ШСН), якорей для соединения со страховочными оттяжками, площадки для подъемника. При ремонте скважины, оборудованной УЭЦН, размещение оборудования несколько иное.

Порядок выполнения подготовительных работ следующий:

1. Установка передвижных мостков у устья скважины.

2. Проверка якорей для крепления оттяжек.

3. Устройство площадки для опоры домкрата вышки и агрегата.

4. Установка агрегата у устья скважины.

5. Установка вышки в вертикальное положение, выдвижение ее секции вверх.

Источник

Особенности и сущность капитального ремонта скважин

Рубрика: Технические науки

Дата публикации: 10.12.2018 2018-12-10

Статья просмотрена: 1238 раз

Библиографическое описание:

Шлеин, Г. А. Особенности и сущность капитального ремонта скважин / Г. А. Шлеин, А. А. Глущенко. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2018. — № 49 (235). — С. 61-63. — URL: https://moluch.ru/archive/235/54608/ (дата обращения: 19.02.2021).

Встатье рассматривается назначение капитального ремонта скважин в нефтедобывающей отрасли. Проанализированы особенности и организация работ, проводимых в рамках капитального ремонта.

Ключевые слова: капитальный ремонт скважины, эксплуатация оборудования, фонд скважин, пласт.

Непрерывность процесса добычи нефти и газа в первую очередь зависит от правильной эксплуатации, обслуживания и ремонта скважин. Необходимость организации специального обслуживания и ремонта добывающих скважин связана не только со знанием эксплуатационного оборудования, но и с проведением комплекса специальных мероприятий по охране недр.

Основной задачей ремонтных подразделений является поддержание в работоспособном состоянии эксплуатационного фонда скважин и предупреждение износа оборудования при необходимом соблюдении правил охраны недр. Одновременно модернизируется и заменяется устаревшее оборудование.

Хорошее состояние и длительная служба действующих скважин могут быть обеспечены только при согласовании деятельности работников по эксплуатации и ремонту. Вся работа по ремонтному обслуживанию скважин предусматривает уход за эксплуатационным оборудованием в период между очередными ремонтами (межремонтное обслуживания), и проведение плановых ремонтов скважин. [2]

Уход за скважинами — важный момент работы по поддержанию их в работоспособном состоянии, уменьшению износа рабочих частей эксплуатационного оборудования, увеличение межремонтных периодов службы скважин. Работы по уходу за скважинами ведутся в форме маршрутного обхода, согласно графику, в котором зафиксированы все операции, которые должны быть выполнены каждый день.

Сегодня различают — текущий и капитальный ремонт.

Капитальный ремонт скважин имеет свои особенности, обусловленные тем, что скважины представляют собой систему эксплуатационного оборудования. Поэтому подземный капитальный ремонт скважин связан с работами по восстановлению работоспособного состояния наземного оборудования, которое эксплуатируется и подземной части, а также с проведением мероприятий по охране недр.

Капитальные ремонты скважин направлены на поддержание действующего фонда скважин в работоспособном состоянии, а также на восстановление действующих скважин, то есть наращивание действующего фонда скважин.

Капитальные ремонты можно разделить на технические, восстановительные и аварийно-ликвидационные.

К первой группе относятся ремонтно-изоляционные работы, переход на другие горизонты и присоединения пластов, перевод скважин на использование по другому назначению и ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин.

Читайте также:  Региональный перечень работ по капитальному ремонту

Группа восстановительных ремонтов включает обработки призабойной зоны и различные исследования скважин.

Третья группа охватывает устранения негерметичности эксплуатационных колонн, устранения аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта, консервации и реконсервации и ликвидации скважин. [1]

В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты подразделяются на 2 категории сложности:

– Ремонты при глубине скважины до 1500 метров

– Ремонты в скважинах свыше 1500 метров

Ко 2-й категории также относят независимо от глубины скважины, все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрыва пласта; работы в скважинах с сильными нефтегазопрявлениями; ремонты в наклонно-направленных скважинах; все виды ремонтно-изоляционных работ; все необходимые технологические неоднократные цементные заливки.

Единицей ремонтных работ является скважино-ремонт.

Это комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, выполняемых на скважине от ее приема в ремонт до ввода в эксплуатацию.

Наиболее распространены при капитальных ремонтах скважин — работы по цементированию скважин, что проводят при всех видах ремонтно- изоляционных видах работ, при переходе на другие горизонты, при углублении и ликвидации скважин, при проведении комплекса подземных работ, связанных с бурением.

Значительное количество работ представлена различными работами, проводимыми при ликвидации аварий: вытягивание из скважин насосно-компрессорных труб, присыпанных песком, цементом, насосных штанг, скважинных насосов, газовых якорей, фильтров, стальных каналов, очистки скважин от предметов и т. п.

Другие ремонтные работы связаны с устранением поврежденных обсадных труб, изменением конструкции скважины, борьбой с коркообразованием вырезкой или исправлением обрезов колонн и др.

В зависимости от конкретных производственных условий текущие и капитальные ремонты могут выполнять различные специализированные подразделения. Это могут быть цеха текущего ремонта, ремонта скважин, или цеха текущего и капитального ремонта скважин, что являются наиболее распространенными. [3]

Организация производства и труда при проведении ремонтов скважин может быть разной, но рациональной, при которой различные виды работ выполняют специализированные звенья или бригады. Это организованная форма организации работ.

В составе цеха капитального ремонта скважин выделяются, конечно, отдельные участки по текущему ремонту и капитальному ремонту, бригады которых работают по непрерывному графику в две или три смены.

Отдельно организуются подготовительные бригады: бригада инструментальщиков и ремонтно-механическая служба.

Бригада инструментальщиков выполняет работы по ремонту турбобуров, проводит бурильные работы, возникающие при капитальном ремонте скважин, и выполняет другие работы, работая в одну смену. Подготовительная бригада выполняет работы по подготовке скважин к капитальному ремонту, имеет в своем составе монтажников, выполняющих монтажно-демонтажные работы, а также звено по поднятию, прошивке и обработке скважин.

Все подразделения бригады работают чаще всего в две смены. Ремонтно-механическая служба выполняет работы по ремонту труб, штанговых насосов, инструмента и дефектоскопии труб и оборудования. Работает чаще всего в одну смену.

Кроме специализированных цехов капитального ремонтов скважин, к этим работам привлекаются управления технического транспорта, прокатно-ремонтные цеха по ремонту эксплуатационного оборудования, электрооборудования и электроснабжения, а также цех научно-исследовательских и производственных работ.

Резюмируя можно сделать вывод, что капитальный ремонт — это комплекс работ, направленных на восстановление и улучшение работоспособности скважин как сооружений для добычи нефти, газа и попутной воды, закачка в пласт рабочих агентов с целью поддержания пластового давления, а также для управления разработкой залежей или месторождений, консервация и ликвидация скважин.

Источник

Капитальный ремонт скважин

Одной из наиболее востребованных услуг в нефтедобывающей и газодобывающей промышленности является КРС или, как расшифровывается эта аббревиатура, капитальный ремонт скважин. В список работ, которые подразумевает капитальный ремонт скважин, входит проведение ремонтно-изоляционных работ, устранение негерметичности эксплуатационной колонны, устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации и ремонта скважин, приобщение пластов и перевод на другие горизонты.

Тщательно соблюдаемая технология капитального ремонта скважин позволяет проводить комплекс подземных работ по восстановлению рабочего состояния скважин с использованием технических элементов бурения. Также КРС включает в себя работы по исследованию скважин, перевод скважин в другую категорию, ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин, консервацию и расконсервацию, ликвидацию и другие работы, например, освоение, подготовка и промывка скважин.

К капитальным ремонтам и приравненным к ним работам по повышению нефтеотдачи пластов относятся:

ремонтно-изоляционные (шифр КР-1);

устранение негерметичности эксплуатационной колонны (КР-2);

устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта (КР-3);

переход на другие горизонты и приобщение пластов (КР-4);

внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ и пакеров-отсекателей (КР-5).

Шифром КР-6 обозначается комплекс подземных работ, связанных с бурением,

КР-7 – с обработкой призабойной зоны;

КР-8 – исследование скважин;

далее идет перевод скважин на использование по другому назначению (КР-9),

ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин (КР-10)

и, наконец, консервация и расконцервация скважин (КР-11).

Завершают классификатор прочие виды работ, обозначаемые как КР-12.

К ремонтно-изоляционным (КР-1) относятся следующие виды работ и, соответственно, технико-технологические требования к сдаче: отключение отдельных обводненных интервалов пласта, цель которого – выполнив запланированный объем работ, снизить обводненность продукции; отключение отдельных пластов, предусматривающее после сдачи отсутствие приемистости или притока в отключенном пласте либо из отключенного пласта.

В этот раздел входит также исправление негерметичности цементного кольца, что должно служить снижению обводненности продукции при сокращении или увеличении дебита скважины. Правда, подтвердить, что эта цель достигнута, придется промыслово-геофизическими исследованиями.

Ими же подтверждается и отсутствие нефтегазопроявлений на поверхности, достигнутое в ходе наращивания цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колонками и кондуктором.

Результаты следующих трех видов работ подтверждаются лишь при гидроиспытаниях. Негерметичность эксплуатационной колонны возможно устранить тампонированием, установкой пластыря и спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра. Напомним, что эти виды работ шифруются кодом КР-2.

Прохождением шаблона до необходимой глубины, а также герметичностью колонны в интервале работ фрезером характеризуется выполнение заданий по извлечению оборудования из скважины после аварий, допущенных в процессе эксплуатации; очистке забоя ствола скважины от металлических предметов; прочих работ по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации, а также ликвидации аварий, случившихся во время ремонта скважин. (КР-3).

Шифр КР-4 обозначает работы, направленные на увеличение дебита скважин. К ним относятся переход на другие горизонты и приобщение пластов.

Герметичность пакера, увеличение дебита нефти и увеличение или сокращение объемов закачки воды достигаются за счет работ под шифром КР-5. К ним относятся внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, а также пакеров — отсекателей.

Зарезка двух и более стволов скважин (а так же прочии работы связанные с бурением). Контроль здесь может заключаться лишь в том, чтобы был выполнен весь необходимый объем работ (шифр-КР-6).

Увеличения продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин можно добиться с помощью обработки призабойной зоны. Имеются в виду кислотная, виброобработка, термообработка, промывка растворителями, промывка растворителем ПАВ, обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и так далее).

Читайте также:  Фонд капитального ремонта саратовской области инн

В этом комплексе немаловажную роль играют гидроразрыв пласта, проведение ГПП, а также дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов и прочие виды обработки призабойной зоны. В классификаторе все они идут под шифром КР-7.

К капитальному ремонту скважин относят специалисты и их исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза, а также оценку технического состояния. Эти виды работ подразумевают выполнение запланированного комплекса исследования в заданном режиме (скажем, приток, закачка, выдерживание скважины в покое), либо выполнение запланированного объема работ и выдачу заключения.

Достижению приемистости, оговоренной в плане служит освоение скважин под нагнетательные и получению дополнительного притока – перевод скважин под отбор технической воды. Эти работы обозначаются шифром КР-9.

Обеспеспечение или восстановление приемистости обеспечивает комплекс работ по оснащению паро — и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием, а также промывка песчаных пробок в таких скважинах.(шифр-КР-10).

К комплексу работ по обработке призабойной зоны относится еще и комплекс подвида работ по повышению нефтеотдачи пластов. Они обозначаются общим шифром ПНП-1 и предусматривают создание оторочек растворителя, раствора ПАВ, растворов полимеров, кислот, щелочей, горячей воды, пара, газожидкостных смесей, активного ила, газа, парогазовых смесей, мицеплярного раствора и других реагентов.

Сюда же относится инициирование и регулирование внутрепластового горения. Технико-технологические требования к сдаче скважин – это выполнение запланированного объема работ. Напомним только, что цель любой операции входящей в этот комплекс – это увеличение продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин.

Ремонтно-изоляционные работы являются одним из наиболее сложных видов капитального ремонта скважин. Осложнения и аварии при проведении РИР вызывают необходимость выполнения большого объема сложных дорогостоящих работ и даже могут привести к физической ликвидации скважины.

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

Ремонтно-изоляционные работы при капитальном ремонте скважин проводят для перекрытия путей движения посторонних вод к эксплуатационному объекту. При эксплуатации нефтяных месторождений посторонняя вода может поступать в период освоения скважины или в процессе эксплуатации.

Причиной прорыва посторонних вод являются:

некачественное цементирование обсадной колонны в процессе бурения;

разрушение цементного кольца в межколонном пространстве (что влечет за собой заколонныеперетоки) или цементного стакана на забое скважины;

наличие в теле колонны слома, трещин, раковин;

наличие соседней обводненной скважины.

ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТЫ.

Назначение изоляционных работ

Изоляционные работы, проводимые при восстановлении скважин, преследуют разнообразные цели. Первое, основное их назначение, исправление негерметичного цементного кольца с целью изоляции посторонней воды, поступающей к фильтру из нижележащих или вышележащих пластов. Второе назначение изоляционных работ состоит в том, чтобы устранить в эксплуатационной колонне дефекты, которые могут не только обусловить поступление воды в ствол, но и явиться причиной нарушения нормальной эксплуатации скважины. Третье назначение изоляционных работ—изоляция существующего фильтра скважины при возврате скважины на вышележащий или нижележащий пласт. При возврате на вышележащий пласт существующий фильтр изолируют установкой искусственной пробки (обычно цементной) в интервале между верхними отверстиями существующего фильтра скважины и подошвой пласта, на который скважина возвращается. При возврате скважины на нижележащий горизонт существующий фильтр изолируют путем цементирования или с помощью дополнительной обсадной колонны – «летучки».

Для изоляционных работ в скважинах применяют тампонажный цемент с различными добавками, улучшающими его свойства, пластические массы и некоторые другие вещества. Изоляционные работы с применением различных видов цемента называются цементированием.

Применение тампонажного цемента со свойствами, близкими. к свойствам цемента, который употребляется при цементировании эксплуатационной колонны, имеет следующие преимущества:

а) цемент, затвердевший в трещинах цементного кольца, образует с ним однородное по физико-химическим свойствам тело, которое хорошо сопротивляется внешнему давлению, влиянию забойной температуры и коррозийному действию среды; б) цементный раствор не проникает в поры пласта, а образует на поверхности пористой среды непроницаемую цементную корку. Эта корка надежно предотвращает проникновение жидкости в породу или из породы в скважину на участке цементирования. В то же время — она препятствует снижению проницаемости призабойной зоны после цементирования.

Цементный раствор из стандартного тампонажного цемента не способен проникать в мельчайшие трещины. Однако есть основания полагать, что разрушение цементного кольца во всех случаях происходит с образованием каверн и трещин, которые могут заполниться цементным раствором обычной дисперсности

Водонапорный режим эксплуатации сопровождается прогрессирующим обводнением пластов и скважин. Кроме того, скважины обводняются и посторонними водами из ниже — или вышележащих горизонтов. Поступление воды в скважины может происходить через цементный стакан на забое скважины, через отверстия фильтра вместе с нефтью, через дефекты в эксплуатационной колонне (трещины, раковины в металле, негерметичные резьбовые соединения). Эти дефекты возникают при некачественном цементировании, нарушении цементного кольца в заколонном пространстве, коррозии колонны под действием омывающих ее минерализованных пластовых вод. Нарушения могут возникнуть в процессе освоения скважины или при текущем и капитальном ремонтах.

Ремонтно-изоляционные работы проводят с целью изоляции верхних вод, нижних вод, поступающих через цементный стакан и по заколонному пространству, подошвенных и контурных вод, поступающих по наиболее проницаемым интервалам и трещинам пласта, т. е. обеспечивают оптимальные условия работы продуктивного пласта, для достижения запланированной (максимальной) выборки запасов нефти.

С учетом характера несоответствия конструкции скважины существующим условиям ее эксплуатации и требованиям рациональной выборки продуктивных пластов РИР делятся на две группы:

К технологическим относятся работы, обусловленные требованиями технологии разработки продуктивных пластов и месторождения в целом:

1) РИР по отключению отдельных обводненных (выработанных) интервалов пласта в нефтедобывающих скважинах независимо от их местоположения по мощности и характера обводнения, регулированию закачки воды по мощности заводняемых пластов в водонагнетательных скважинах.

2) РИР по отключению отдельных пластов. Необходимость проведения РИР данного вида возникает в нефтяных добывающих и водонагнетательных скважинах, одновременно эксплуатирующих несколько пластов. Различие в геологическом строении пластов обуславливает разновременность их выработки и, следовательно, необходимость отключения каждого выработанного пласта с целью обеспечения нормальных условий выработки остальных пластов.

К аварийно-восстановительным относятся РИР, обусловленные аварийными ситуациями в процессе эксплуатации и ремонта скважин, недостатками в конструкции.

1) РИР по исправлению некачественного цементного кольца. Необходимость проведения этого вида работ обусловлена несоответствием качества тампонирования обсадной колонны условиям эксплуатации и является следствием как получения некачественного цементного кольца при проведении тампонирования, так и разрушения кольца в процессе эксплуатации скважины.

2) РИР по ликвидации нарушений обсадных колонн. Необходимость проведения обусловлена нарушением герметичности обсадной колонны.

3) РИР по наращиванию цементного кольца за обсадной колонной и кондуктором. Необходимость их применения в первую очередь диктуется требованиями охраны недр и окружающей среды: предотвращением перетока пластовых и закачиваемых жидкостей из пласта в пласт и выхода их на поверхность. В ряде случаев эти работы проводят одновременно с ликвидацией нарушений обсадной колонны.

4) РИР по креплению слабоцементировочных пород в призабойной зоне пласта. Необходимость проведения обусловлена разрушением призабойной зоны пласта и нарушением нормального режима эксплуатации.

Читайте также:  Компенсация по капитальному ремонту по челябинской области

5) К наиболее ответственным и важным РИР относятся работы по ликвидации скважин.

Если работы по ликвидации скважин произведены некачественно, со временем возникает серьезная опасность сообщения пластов, практически со всеми вышележащими пластами, в том числе, с городскими водозаборными скважинами.

УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ РИР ПРИ ЛИКВИДАЦИИ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ.

При не герметичности 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 по выбору зоны ввода тампонажного состава в заколонное пространство.

I. Воды нефтяных месторождений по отношению к продуктивным коллекторам разделяют на чуждые (верхние и нижние), контурные, подошвенные и промежуточные.

1.1. 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 плотного раздела зацементировано некачественно, то при освоении или эксплуатации обводнение скважины чуждой водой неизбежно.

1.2. 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 вклиниваться, 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 нефтенасыщенной части. Поэтому подошвенная вода может быть надежно изолирована, если качественно зацементированы участки заколонного пространства против плотных разделов, залегающих между водонефтяным контактом и нижними перфорационными отверстиями.

1.3. Воды, находящиеся в нефтяном пласте на крыльях складок и подпирающие нефть, называются контурными.

1.4. 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 нами не рассматривается.

2. Каналами перетока могут служить дефекты в цементном кольце или зона контакта последнего с обсадной колонной или 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 ламинарной зоне. Вследствие этого трудно ожидать очистки изолируемых каналов от глинистой корки или продуктов её 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.

3. При выборе тампонажных материалов исходят из следующих положений.

3.1. Расстояние от перфорационных отверстий в колонне до плотных разделов 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 её незначительную часть, что снизит эффективность изоляции каналов перетока. Указанное явление в значительной мере устраняется при использовании цементных растворов с пониженной водоотдачей.

3.2. Каналы перетока характеризуются исключительно малыми поперечными размерами. Это накладывает жесткие требования на проникающую способность тампонажных растворов.

3.3. Мощность непроницаемых разделов также различна. Поэтому тампонажный материал должен обладать высокими изолирующими свойствами, в частности, повышенной адгезией к стенкам канала перетока.

3.4. С момента приготовления до окончания процесса цементирования под давлением проходит значительное время, часть которого закачанный в скважину тампонажный раствор не может находиться в покое. Поэтому необходимо предусмотреть мероприятия по обеспечению стабильности и сохранению исходной подвижности тампонирующей системы.

4. В качестве тампонирующих материалов следует применять составы на основе минеральных вяжущих, подвергнутые специальной обработке.

4.1. Для снижения водоотдачи цементных растворов рекомендуется использовать реагенты ММЦ-БТР и ПВС-ТР, выгодно отличающиеся от известных: не влияют на сроки схватывания и подвижность цементных растворов, соответственно до 50 и 70 °С, а затвердевший камень обладает улучшенными физико-механическими показателями.

4.2. Для улучшения реологических свойств цементного раствора и их стабилизации во времени, а также повышения прочности тампонажного камня необходимо при приготовлении суспензии использовать гидроактиватор и применять добавки, облагораживающие смесь: окэил, KCGB, 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.

4.3. В качестве составов смесей с высокой проникающей способностью могут использоваться фильтрующиеся системы с ограниченным содержанием твердой фазы — отверждаемые глинистые раствор (ОГР), водные растворы фенолформальдегидных смол, водонерастворимые ГГШ, а также гелеобразующие составы (ВУС, гипан и др.). Наиболее желательно их применение в скважинах с низкой приемистостью. Однако ^пользование перфорационных отверстий в качестве зоны ввода фильтрующейся смеси в каналы перетока нежелательно, так одновременно южно закупорить часть продуктивного пласта. В данном случае слезет использовать специальные перфорационные отверстия в колонне выполненные напротив плотного раздела. При этом весь интервал перфорации предварительно перекрывают пробкой или изолируют.

5. Схема проведения операции и используемые при этом технологические приемы определяются результатами исследований по выявлению причины обводнения скважины.

6. При любом способе цементирования, если не достигнуто требуемое давление нагнетания, следует всю тампонажную смесь задавить в пласт, а затем операцию повторить.

7. После разбуривания цементного моста, к которому приступают после 24 ч ОЗЦ, качество изоляционных работ проверяют геофизическими исследованиями, опрессовкой колонны и вызовом притока жидкости.

8. В комплексе геофизических исследований включаютОТСЭК, ОИП, ИО, ОПП.

9. Опрессовка колонны сама по себе не является достаточным критерием оценки качества изоляции каналов перетока. Однако при этом могут быть выявлены существенные дефекты крепления скважины.

10. Вызов притока — основной при контроле 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.

Источник