ФЭА / АИТ / «Причины влияющие на возникновение нарушений в эксплуатационной колонне»
(автор - student, добавлено - 30-01-2013, 18:45)
«Причины влияющие на возникновение нарушений в эксплуатационной колонне»
Причины возникновения нарушений в эксплуатационной колонне можно классифицировать как причины: • связанные с особенностями геологического строения и свойств разреза вскрытого скважиной; • связанные с технологическими процессами, проводимыми на скважине начиная с этапа строительства. В зависимости от условий эксплуатации на срок службы ЭК скважин в той или иной степени действует ряд негативных факторов, которые можно отнести к трем основным процессам: 1. Наружная коррозия (некачественное цементирование или недоподъем цемента за ЭК, агрессивные пластовые воды, интенсивность набора кривизны ствола скважины выше допустимой величины, коррозия блуждающим током от высоковольтных линий электропередач и установок катодной защиты и т.д.); 2. Внутренняя коррозия (агрессивность рабочего агента закачки, интенсивность набора кривизны ствола скважины выше допустимой величины, высокое рабочее давление перекачиваемой среды в нагнетательных скважинах и т.д.); 3. Механический износ ЭК (истирание обсадной колонны при спуско-подъемных операциях). Поражение обсадных труб с образованием сквозного проржавления тела связано в основном с питтинговой коррозией. Происходит этот процесс за относительно небольшой срок с сохранением прочности остальной части обсадной трубы. Хотя в ряде случаев на поверхности труб отмечается общее коррозионное поражение с отдельными язвами. Эффективность коррозионной защиты обсадных колонн цементным кольцом составляет от 67 до 98% Отсутствие цементного кольца за эксплуатационной колонной активизирует процессы коррозии труб, межпластовых перетоков жидкости и газа, приводит к нарушению герметичности резьбовых соединений колонны, смещению эксплуатационных колонн Положительное влияние цементного кольца на коррозионную защиту обсадных труб в интервалах пластов, насыщенных высокоагрессивными пластовыми жидкостями и газами, заключается в формировании защитного диффузионного барьера, отсутствие перетока пластовых флюидов, создание высокощелочной среды, снижающей скорость коррозии труб и тампонажного камня К группе причин наружной коррозии ЭК относятся: 1) Интенсивность набора кривизны ствола скважины выше допустимой величины; 2) Некачественное цементирование или недоподъем цемента за ЭК; 3) Коррозия блуждающим током от высоковольтных линий электропередач (ВЛ 35 кВт и более) и установок катодной защиты; 4) Почвенная коррозия; 5) Воздействие агрессивных пластовых вод; Воздействие негативных факторов в зависимости от качества построенной скважины может быть увеличено или частично устранено. Устранение этих факторов закладывается уже на стадии ее проектирования и строительства. Это достигается за счет: 1) непревышения критической величины пространственного набора кривизны скважины; 2) установкой колонных центрирующих устройств, соблюдения технологии цементирования скважины и т.д. Пути воздействия на коррозионные процессы ЭК: 1) снижение вредного влияния источников постоянного и переменного тока; 2) катодная защита ЭК скважин от подземной коррозии. Неравномерное распределение цемента за Э/К или его отсутствие Механический износ Э/К Превышение номинального начения кривизны зенитного угла) Наиболее негативное влияние на состояние ЭК оказывает нефтепромысловая сточная вода. В пресной технической воде поверхностных источников находятся различные микроорганизмы, в т.ч. СВБ, кислород, углекислый газ, ТВЧ, которые могут негативно влиять как на оборудование, так и на призабойную зону скважины. В добывающих скважинах происходит перекачивание нефтесодержащей жидкости и в затрубном пространстве постоянно находится определенное количество нефти, поэтому коррозионное воздействие на внутреннюю поверхность ЭК незначительное, кроме случаев воздействия сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ). Воздействие внутреннего давления на ЭК в добывающих скважинах также незначительное. Механическое нарушение сплошности цементного кольца и его контактов с поверхностью стенок скважины и обсадных труб связано с операциями разбуривания цементного стакана в эксплуатационной колонне, вторичного вскрытия продуктивных пластов и освоения скважины Применение при вторичном вскрытии перфораторов типа ПК и ПКС приводит к разрушению цементного кольца и деформированию обсадных труб из-за действия избыточных давлений, по величине в 2 и более раз превышающих предел текучести металла обсадных труб на внутреннее давление. Так для самого мощного перфоратора ПКС- 105 избыточное давление во время залпа на расстоянии одного метра от его головки достигает 270 МПа, а на расстоянии 6-10 м составляет 67 МПа (при 60 зарядах.) При работе корпусными кумулятивными перфораторами типа ПК-103 с 10 зарядами избыточное давление составляет 33 МПа. Следует отметить, что корректной оценки влияния перфорации на герметичность заколонного пространства до настоящего времени не существует. Имеющиеся данные анализа АКЦ, по оценке которых состояние крепи после перфорации ухудшается лишь в 15—20% случаев, не отражают фактического состояния этой проблемы. Освоение скважин с обработкой призабойной зоны продуктивных пластов для интенсификации притока углеводородов проводится при депрессиях, достигающих 10-15 МПа и превышающих депрессии при эксплуатации скважин на 50-75%. Создаваемые при этом гидромеханические нагрузки на фильтр скважины приводят к нарушению герметичности заколонного пространства, прорыву подошвенных и посторонних вод, обводненности продукциих Среди методов восстановления герметичности обсадных колонн выделяются методы, герметизации выполняемые с использованием технических средств рассмотрим условия применения и технологии выполнения данных работ Герметизация резьбовых соединений эксплуатационной колонны методом доворота обсадных труб Область применения. Метод применяют в вертикальных и наклонных скважинах для герметизации резьбовых соединений эксплуатационных колонн, расположенных в свободной, т.е. незацементированной и неприхваченной части обсадной колонны, не заклиненной посторонними предметами. Герметизация эксплуатационной колонны методом замены дефектной ее части Область применения. Метод применяют при следующих условиях: - дефектные и находящиеся выше них обсадные трубы расположены в незацементированной и неприхваченной части обсадной колонны, не заклиненной посторонними предметами; на извлекаемых трубах не установлены элементы технологической оснастки обсадных колонн (центраторы, заколонные пакеры и др.); - извлекаемые обсадные трубы расположены в обсаженной или не склонной к обвалам части открытого ствола скважины; - давление гидроразрыва окружающих горных пород в зоне дефекта колонны составляет менее 50% от давления опрессовки обсадной колонны, что обусловливает неэффективность применения цементирования под давлением; - по условиям эксплуатации скважины не допускается перекрытие дефекта колонны трубами меньшего диаметра, уменьшающее проходное сечение колонны; - грузоподъемность наземных сооружений и механизмов обеспечивает подъем (спуск) извлекаемой части колонны. Замена дефектной части колонны в вертикальной или наклонной скважине производится путем извлечения нарушенных эксплуатационных труб и спуска вместо них новых труб. Решение о замене дефектной части колонны следует принимать после изучения материалов по строительству и эксплуатации скважины Для отворота колонны рекомендуется использовать устройство для отворота эксплуатационной колонны разработки «ТатНИПИнефть» Герметизация нарушений эксплуатационных колонн перекрытием дефекта колонны трубами меньшего диаметра Область применения. Капитальный ремонт вертикальных и наклонно-направленных скважин путем: - герметизации локальных сквозных нарушений обсадных труб, резьбовых соединений, перфорационных отверстий, а также интервалов нарушения сплошности обсадных колонн (обрыв,расстыковка обсадных труб) протяженные участки; - восстановления целостности обсадных колонн, вызванных их механическим или коррозионным износом протяженных участков; Под протяженными участками эксплуатационной колонны подразумевается участок длиной более 15 м, при котором исключается возможность применения извлекаемых летучек, ограниченных высотой подъемного сооружения. При этом предлагаются нижеследующие методы. Техника и технология ремонта эксплуатационных колонн с применением 102 и 114 мм забойных хвостовиков Цементирование производится после отсоединения хвостовика с помощью автоотцепа (ОА) и посадки его на забой, не извлекая инструмент из скважины без использования цементировочных пробок. Низ хвостовика оснащается системой клапанов с принудительным закрытием (2 ед.) конструкции ТатНИПИнефть, Техника и технология ремонта эксплуатационных колонн с применением 102 и 114 мм забойных хвостовиков •1- разобщитель гидромеханический верхний 102 (114); •2 - хвостовик; •3 - первый клапан; •4 - второй клапан; •5 - башмак. Наименование параметра ОА-Ю2 ОА-114 Максимально допустимая нагрузка, кН 300 Условный диаметр применения труб для подвески хвостовика, мм 73 Условный диаметр применяемых труб (НКТ) для промывки хвостовика, мм 60 73 Давление срабатывания, МПа 8,0-10,0 Максимальный наружный диаметр, мм 120 136 Длина, мм 1500 Масса, кг 18,0 21,0 Техника и технология избирательного цементирования 102 и 114-мм летучек • 1- автоотцеп; • 2 - уплотнительный узел; • 3 - фиксирующий узел. Наименование параметра Ед. изм. Значение ТОИР-102 ТОИР-114 1 Максимальная глубина применения м 2000 2 Максимально допустимый вес хвостовика кН 100 3 Максимальное давление срабатывания при отцеплении хвостовика МПа 14,0-16,0 4 Наружный диаметр мм 122 140 5 Внутренний диаметр остающегося в скважине оборудования мм 84 95 6 Длина оснастки мм 810 903 Техника и технология цементирования 102 и 114 мм дополнительных колонн Под дополнительной колонной подразумевается обсадная колонна меньшего диаметра, монтируемая в основной эксплуатационной колонне от устья скважины до заданной глубины цементированием или без него. Согласно существующей технологии ремонт сильно изношенных 146 и 168 мм эксплуатационных колонн производится спуском 102 мм и 114 мм дополнительных колонн соответственно с последующим цементированием. При этом возникает необходимость в отсечении ствола цементными, песчаными пробками, разбуривание цементных пробок, повторной перфорации продуктивных пластов и др. Восстановление крепи скважины с использованием предлагаемой оснастки (управляемых разобщителей) осуществляется за один спуск инструмента, без последующего разбуривания цементных пробок в дополнительной колонне При ремонте эксплуатационных колонн с использованием цементируемых дополнительных колонн ДКЦ-102 (ДКЦ-114), разработанных институтом “ТатНИПИнефть” (РД 153-391-02), вышеперечисленные работы полностью исключаются, сохраняются коллекторские свойства продуктивных пластов, повышается качество ремонтных работ, сокращаются сроки ремонтов. Кроме того предусмотрена возможность контроля всех проводимых операций, а упрощенный технологический процесс снижает вероятность аварийных ситуаций. дополнительная колонна стопорное кольцо; подвижный цилиндр; клапан; уплотнительная манжета Показатели Величина ДКЦ-102 ДКЦ-114 1 Условный диаметр эксплуатационной колонны, мм 146 168 2 Условный диметр колонны НКТ, мм 60 73 3 Управляемый герметизатор межколонного пространства 3.1 Способ посадки Г идравл Г идравл. 3.2 Максимально воспринимаемый перепад давления, МПа 25,0 25,0 3.3 Давление посадки, МПа, не более 12,0 12,0 3.4 Наружный диаметр (до посадки), мм, не более 140 120 3.5 Внутренний диаметр, мм, не более 88 98 3.6 Длина, мм, не более 980 980 3.7 Масса, кг, не более 25 28 3.8 Рабочая среда Минер, во да, нефть, кислота Минер, вода, нефть, кислота Техника и технология ремонта скважин с применением 102, 114, 120 мм дополнительных колонн без их цементирования 1 - промежуточный фланец; 2 - отвод для контроля межколонного пространства; 3 - отвод для промывки скважины; 4 - клапан для стравливания; 5 - дополнительная колонна; 6 - колонна НКТ; 7 - эксплуатационная колонна Предлагаемая техника и технология ремонта эксплуатационной колонны с применением нецементируемых дополнительных колонн исключает необходимость цементирования, отсечения ствола цементными, песчаными пробками, разбуривание цементных пробок, повторной перфорации и др. Применение предлагаемой конструкции с надежным управляемым пакерующим устройством нецементируемой дополнительной колонны имеет ряд преимуществ по сравнению с методом, где дополнительная колонна спускается в скважину с пакером и упором на забой: экономия труб (исключение хвостовика); надежная герметизация (гидравлическая посадка); отсутствие хвостовика дает возможность проводить геофизические исследования, промывку, ОПЗ пластов; не сужается сечение ствола; в случае необходимости извлекается из скважины. Основные технические характеристики нецементируемой дополнительной колонны Показатели Величина ДКН-102 ДКН-114 1 Условный диаметр эксплуатационной колонны, мм 146 168 2 Условный диаметр колонны НКТ для монтажа, мм 60 73 3 Разобщитель дополнительной колонны: 3.1 Способ посадки 3.2 Максимальный перепад давления воспринимаемый разобщителем, МПа 3.3 Давление посадки разобщителя, не более, МПа 3.4 Усилие снятия разобщителя, не более, кН 3.5 Наружный диаметр , мм 3.6 Длина, мм 3.7 Масса, кг 3.8 Рабочая среда Г идравлический 25,0 15,0-16,0 140 120 982 27 минер, вода, нефть кислота Г идравлический 25,0 12,0-13,0 140 140 1830 50 минер, вода, нефть, кислота Техника и технология ремонта эксплуатационных колонн с применением извлекаемых летучек В ОАО Татнефть применяется технология отключения пластов извлекаемыми летучками. Длина летучки определяется длиной отключаемого участка плюс 2 м, но не более 18 м. Техника и технология ремонта эксплуатационных колонн с применением извлекаемых летучек Установка пластыря в скважине основана на расширении с помощью пуансонов, приводимых в действие гидроприводом, суженых концов стальной трубы с надетыми на них эластичными уплотнительными элементами. Плотное прижатие уплотнительных элементов, к стенкам эксплуатационной колонны обеспечивает надежную и герметичную изоляцию ремонтируемого участка, а также фиксацию летучки в колонне. Устройство для установки металлических пластырей в колонне обсадных труб Одним из методов ремонта колонн является применение металлических «пластырей» из продольно гофрированных труб, накладываемых на внутреннюю поверхность обсадных колонн диаметрами 140,146,168 мм в интервале нарушения, образовавшихся в результате трещин, износа, деформации, нарушений в резьбовых соединениях и т.д. Принцип работы оборудования основан на использовании гидравлически расширяющейся головки типа «ДОРН», предназначенной для радиального расширения и запрессовки металлического пластыря в обсадную колонну Преимущество данной гидроголовки в том, что она позволяет регулировать усилия на колонну, передаваемую через пластырь, при помощи создания в ней определенного давления, что очень важно при ремонте старых колонн, в которых действие чрезмерных радиальных усилий может привести к их разрушению. Поэтому технология применения «ДОРН» предусматривает создание меньших радиальных нагрузок на пластырь в интервале нарушения, чем на его концах. Недостатки металических пластырей: - конструкция устройств не позволяет осуществлять ремонт больших участков, так как максимальная длина ремонтируемого участка ограничена максимально возможной длиной одной трубы, то есть не более 12 метров, ввиду того, что соединение отдельных гофрированных труб при спуске их в скважину является очень сложной технической задачей; - применение «пластырей» ограничено также глубиной установки их в добывающих скважинах ввиду недостаточной устойчивости тонкостенного «пластыря» при значительных депрессиях; Техника и технология ремонта эксплуатационных колонн профильными перекрывателями Профильные перекрыватели ПБ-146М и ПБ-168М, разработанные в институте «ТатНИПИнефть», предназначены для ремонта (восстановления герметичности) эксплуатационных колонн диаметром 146 и 168 мм. Тип перекрывателя ПБ-146М ПБ-168М Диаметр перекрывателя, мм 118 134 Толщина стенки, мм 5 5 Профиль трубы двухканальный Длина перекрывателя, м На 6 - 10 м больше интервала нарушения Внутренний диаметр скважины после ремонта, мм 122 142 Внутреннее избыточное давление при установке перекрывателя, МПа 16 14 Минимальная удельная страгивающая нагрузка, кН/м 100 100 Допустимый перепад давления на устанавливаемый перекрыватель: от пласта (депрессия), МПа к пласту (репрессия), МПа 15 22 10 17 По сравнению с известными способами установки металлических “пластырей” при восстановлении крепи скважин (механическим, гидро-механическим и взрывным способами), разработанный способ обладает следующими главными преимуществами: -возможностью восстановления крепи скважин большой длины; -большей прочностью закрепления перекрывателя в обсадной колонне; -высокой прочностью перекрывателя к воздействию внутренним и внешним давлениями; -возможностью использования для восстановления крепи унифицированных заготовок профильных труб для одного размера обсадных колонн. Гэрметизация протяженных участков эксплуатационной колонны с использованием пакеров - гильз Герметизация эксплуатационных колонн производится следующими способами - тампонирование; - доворот и замена дефектной части эксплуатационной колонны; - герметизация эксплуатационной колонны с применением технических средств с цементированием. Общая картина проведения герметизации - тампонирование 70% - применение технических средств без использования тампонирования (летучка извлекаемая, замена дефектной части эксплуатационной колонны, дополнитель¬ная колонна на упорном пакера, доворот эксплуатационной колонны) 20% - догерметизация эксплуатационных колонн техническими средствами с предварительным тампонированием 10% Способ тампонирования при герметизации нарушений колонн и отключениях пластов остается самым распространенным ввиду того, что является единственным способом, сохраняющим внутреннее сечение колонны. Применение технических средств более успешно, однако не всегда соответствует условиям дальнейшей эксплуатации скважины, т.к. каждое из них в определенной степени уменьшает внутреннее сечение колонны. I Герметизация нарушений эксплуатационной колонны тампонированием При проведении РИР технологические схемы подачи тампонажного раствора в зону изоляции, как правило, остаются неизменными. Для проведения тампонирования необходимы: 1 Достоверная информация о техническом состоянии крепи скважины 2 Герметичные трубы 3 Пакера (в т.ч. разбуриваемые) 4 Тампонирующие материалы 5 Спецтехника и вспомогательное оборудование: - цементировочный агрегат; - цементосмесительный агрегат; - осреднительная емкость; - автоцистерны для завоза пресной воды и продавочной жидкости; - станция контроля цементирования (СКЦ). Цементировочный агрегат должен производить приготовление и закачку тампонажных составов различной вязкости под высоким давлением с плавным регулированием расхода от 0,2+0,5 л/с до 9,0+12,0 л/с. Проблемы при тампонировании 1 Выбор технологии ремонта эксплуатационных колонн во многом зависит от наличия достоверной информации о ее техническом состоянии (особенно при наличии двух и более нарушений). 2 Негерметичные трубы могут стать причиной осложнений при тампонировании. 3 Ненадежные пакера снижают успешность РИР. 4 Отсутствие эффективных тампонирующих материалов для герметизации нарушений с малой приемистостью и наличием интенсивных поглощений приводит к проведению повторных работ и увеличению непроизводительных затрат. 5 Отсутствие механизированных дозирующих устройств для приготовления тампонажных растворов с добавлением расширяющих и ускоряющих добавок в процессе затворения снижает качество тампонажных растворов. Ступенчатое регулирование расхода цементировочных агрегатов снижает качество тампонажных работ и может привести к технологическому осложнению. Отсутствие агрегатов с производительностью 0,5 л/с и менее для продавки растворов в зоны изоляции с малой приемистостью снижает успешность работ. Большая погрешность СКЦ по замеряемым параметрам (плотность, расход, объем) не позволяет контролировать процесс тампонирования. Пути решения 1 При наличии неоднозначного заключения по результатам исследований целесообразны дополнительные исследования с целью уточнения технического состояния эксплуатационной колонны в сравнении со значительными затратами (иногда безрезультатными) на неверно выбранную технологию ремонта скважины. 2 Трубы опрессовывать на давление не менее 20 МПа, при применении пакеров, в т.ч. разбуриваемых - не менее 25 МПа. 3 Необходим поиск более надежных разбуриваемых пакеров. 4 Необходимо использовать: - бездобавочный сульфатостойкий цемент марки «С»; - добавки в цементный раствор: ВНП, АК-639, ПАА «Праестол», алюминиевая пудра, АЦФС, КС-37 и т.д.; - разработать отечественные аналоги зарубежного тампонажного цементного раствора с волокнами. 5 Спецтехника ЛУТР позволяет приготовить и закачать в скважину практически любой объем тампонирующего состава, но для приготовления состава с заданными свойствами и в заданном режиме необходимо: - приобрести дозирующее устройство, совместимое с эжекторным смесителем; - приобрести для ремонтной службы насосные агрегаты малой производительности; - изыскать более совершенную и высокоточную СКЦ. Герметизация нарушений эксплуатационных колонн доворотом или заменой дефектной части Проблемы 1 Отсутствие устройств для отворота эксплуатационной колонны диаметром 102, 114, 140 мм. Пути решения 1 Необходима разработка устройств для отворота эксплуатационной колонны диаметром 102, 114, 140 мм. Герметизация нарушений эксплуатационной колонны с применением технических средств Проблемы Эти способы отличаются меньшей продолжительностью и большей эффективностью по сравнению с тампонированием, но им присущи следующие недостатки: Ремонт эксплуатационных колонн спуском дополнительных колонн (цементируемых и нецементируемых) - материалоемкая высокозатратная технология; - недостатки в конструкции и технологии спуска ДКЦ. Ремонт эксплуатационных колонн и отключение пластов с применением извлекаемых летучек - низкая успешность в добывающих скважинах при опрессовке снижением уровня; - осложнения при извлечении летучек из-за недостатков конструкции «резака». Ремонт эксплуатационных колонн с применением пакер-гильз - отсутствие возможностей полноценного контроля скважины (по межтрубному пространству); - отсутствие пакер-гильз для эксплуатационных колонн диаметром 140 мм. Пути решения 1 Технико-экономическое обоснование технологии ремонта колонн спуском дополнительных колонн. 2 Устранить недостатки в конструкции и технологии спуска дополнительных колонн. 3 Повысить надежность извлекаемых летучек в добывающих скважинах. 4 Устранить недостатки в конструкции «резака» для извлечения летучки. 5 Необходима разработка пакер-гильз для эксплуатационных колонн диаметром 140 мм. 6 Ограничить применение пакер-гильзы для герметизации колонн добывающих скважин. Тампонирование сквозных дефектов эксплуатационных колонн • Под сквозными дефектами в эксплуатационных колоннах следует понимать нарушения в виде продольных трещин, размером до нескольких метров, раковин в металле, отверстий при ошибочной или преднамеренной перфорации и др. Сквозные дефекты эксплуатационных колонн, как правило, связаны с нарушением правил сборки и спуска колонн в скважину, превышением допускаемого внутреннего давления при цементировании или опрессовке, заводским браком, стиранием колонны во время спуско-подъемных операций, внутренней и внешней коррозией металла и др. Сквозные дефекты в эксплуатационных колоннах являются причиной перетоков флюидов из них в заколонное пространство и обратно. • Область применения. Тампонирование применяют в случаях, когда метод доворота эксплуатационной колонны и замена дефектной части колонны невозможны. Тампонирование под давлением через эксплуатационную колонну • Область применения. Способ применяется при изоляции сквозных дефектов эксплуатационных колонн и наращивании цементного кольца за ними, а также при тампонировании каналов межпластовых перетоков между непродуктивными горизонтами, когда условия проведения РИР не допускают разгрузку колонны от избыточного давления после задавливания тампонирующей смеси. • Способ тампонирования под давлением необходимо планировать в зависимости от положения статического уровня жидкости в колонне при проверке скважины на заполнение и расчетной продолжительности операции (7), которая должна составлять не более 75% от срока загустевания (Тз) используемой тампонирующей смеси: Т для защиты обсадных колонн при давлениях нагнетания, величина которых превышает допустимые для опрессовки; > для защиты продуктивных пластов от загрязнения при нагнетании тампонирующей смеси в изолируемый интервал, расположенный ниже зоны перфорации; > для направленной подачи тампонирующей смеси под давлением в изолируемый объект, выше которого имеются негерметичные отверстия в колонне; > доподъем цемента за обсадной колонной. Тампонирование негерметичных резьбовых соединений (при невозможности устранения негерметичности доворотом) и нарушений с незначительными пропусками • Изоляция негерметичных соединительных узлов эксплуатационных колонн • Под негерметичными соединительными узлами эксплуатационных колонн следует понимать резьбовые соединения обсадных труб, стыковочные узлы секций колонны и муфты ступенчатого цементирования, имеющие флюидопроводящие каналы, через которые осуществляется сообщение между колонным и заколонным пространством. • Причинами негерметичности соединительных узлов эксплуатационных колонн являются: неудовлетворительное качество изготовления в сочетании с осевой нагрузкой в скважине, нарушения в технологии сборки и др. Каналы перетоков флюидов, например, в негерметичных резьбовых соединениях труб представляют собой щелевые зазоры размером в десятые и сотые доли миллиметра протяженностью от нескольких десятков сантиметров до нескольких метров. Тампонирование негерметичных соединительных узлов обсадных колонн производится полимерными составами с наличием или отсутствием мелкодисперсного наполнителя. Основные способы изоляции следующие: - скользящее тампонирование; - тампонирование с оставлением моста. Применение фильтрующих полимерных составов обеспечивает изоляцию флюидопроводящих каналов в негерметичных резьбовых соединениях. Мелкодисперсный наполнитель при скользящем тампонировании, способный частично проникать в изолируемые каналы, предотвращает вытеснение неотвердевшего тампонажного состава из дефекта продавочной жидкостью. Наибольшей эффективностью обладает метод тампонирования с оставлением моста при наличии сведений о глубине дефекта (95-100%) (эффективность метода скользящего тампонирования изменяется в пределах 70-85%). Применение цементных растворов для изоляции указанных дефектов в эксплуатационных колоннах запрещается. В качестве тампонирующих материалов рекомендуется использовать фильтрующиеся полимерные составы или составы на основе синтетических смол, обладающие большей текучестью, чем цементные растворы (время отвердения не менее 1,5-2 ч). Выполнение технологии. Башмак НКТ установить ниже интервала негерметичности на 3-5 м. Приготовить и закачать в НКТ расчетное количество тампонирующего материала (объем определить, исходя из приемистости интервала негерметичности). Продавить тампонирующий материал расчетным объемом продавочной жидкости до равновесия столбов раствора в НКТ и затрубье. Поднять башмак НКТ на 10-20 м выше уровня тампонажного раствора. Произвести контрольную промывку ствола скважины. Продавить тампонажную смесь в нарушении под давлением, не превышающем допустимого на колонну до прекращения падения давления. Плавно снизить давление до планируемого значения и оставить скважину в покое на время ОЗЦ. Намыв наполнителей в поглощающую зону скважины Намыв наполнителей в поглощающую зону скважины начинается с определения интенсивности поглощения. В промысловой практике интенсивность поглощения выражают непосредственно в единицах расхода или в приведенных единицах, определяемых отношением объема закачки в единицу времени к давлению закачки. Зависимость интенсивности поглощения от давления закачки определяют путем гидродинамических исследований (ГДИ) В заполняющихся скважинах намыв наполнителя производить при герметизированном устье путем закачки суспензии в пласт под избыточным давлением через НКТ, башмак которых установлен над поглощающей зоной. В незаполняющихся скважинах башмак НКТ установить на 5-10 м выше поглощающей зоны. В муфту верхней трубы установить конусообразную воронку, оборудованную патрубком для подачи промывочной жидкости. Подавать в воронку промывочную жидкость с расходом 6-10 л/с, одновременно равномерно засыпая в нее наполнитель небольшими порциями. Для предотвращения подъема взвешенного наполнителя в кольцевое пространство за НКТ закачивать промывочную жидкость в затрубное пространство с расходом, равным подаваемому в НКТ. После насыщения поглощающей зоны, на что укажет восстановление циркуляции, соединить ведущую трубу с колонной НКТ и излишки наполнителя вымыть из скважины. В качестве наполнителя можно использовать песок, резиновую крошку, ореховую скорлупу, кордное волокно, улюк и другие закупоривающие материалы. В качестве жидкости носителя применять воду, буровой раствор, водобентонитовую суспензию, приготовленную непосредственно перед закачиванием в скважину ЙИрЩЯвЯ®^ ж.Ш сщк-Щ* МШ * и я»» дбщдмиющ да, 514 СжДОЖДОК^с 1. Если график исследования пересекает несколько разграничительных линий в координатах Рм - О, то его относят к той же зоне координат, в которой находится точка с максимальным Рм. 2. Приняты следующие сокращения и обозначения: Рм - давление на манометре; О - приемистость пласта; Выбор наиболее оптимального способа ремонта колонны, соответствующих материалов или технических средств должен быть сделан после тщательного изучения геолого-технических и гидротермальных условий интервалов негерметичности, характера и размеров дефектов с учетом следующих критериев: 1. дебит скважины до ремонта; 2. обводненность скважины; 3. остаточный извлекаемый запас нефти по скважине (для добывающей скважины), тыс. т; 4. необходимость сохранения закачки (для нагнетательной скважины); 5. прогнозная (среднестатическая) вероятность появления следующего нарушения с учетом возраста скважины; 6. ожидаемый дебит скважины после ремонта, т/сут; 7. способ эксплуатации скважины после ремонта; 8. темп падения дебита и интенсивность обводнения скважины во времени; 9. сметная стоимость ремонта скважины; 10. окупаемость проведенного ремонта. 11. Восстановление герметичности эксплуатационных колонн, как и все виды работ по восстановлению крепи скважины и ВИР, является наиболее сложной в технологическом и техническом плане задачей. Выбора способов восстановления герметичности колонны Тип скважины Харашер нарушения Условия экеплуата1даи Наличие цемента Б интервале нарушения Решэтеьщуемый способ ремонта 1 2 3 4 5 Л К I 3 к локальное, др Д„и ВыЕомэе давление нагнетания есть 11Л^С'Г1|1|1! Ь отсутствует тампонирование до бм, (трещины) ■■ есть пластырь отсутствует Более ДР.^рр Ж.щ) ■■ БО веек случаях профильный ШЩЩШЯ. болае 50. иц несколько нарушений Б разных участках колонны ■■ есть цементируемая дополнительная колонна отсутствует 5 я 1 ■в Ч сч ШШ^ЖЖШШ31.Резь6оЕЕ1к ^ соединений, нарушения с шалой приемистостью при Любых УСЛОВИЯХ есть тампонирование, пластырь отсутствует тампонирование синтетическими смолами шкальное, др Д.м ■■ есть тампонирование отсутствует тампонирование + тфофнтаный Я 1 1 ■в повальное, др Д.м при малых депрессиям есть тампонирование отсутствует тампонирование + пластырь отсутствует тамгюнировакий ШЖЙШт извлекаемая летучка |
|