Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин

-- плотность бурового (_г) или цементного (_ц) растворов.

где q -- расход жидкости;

F -- площадь поперечного сечения канала.

При структурном режиме течения

 (5.2)

(5.3)

Здесь h_р -- высота столба бурового или цементного раствора в трубах или затрубном пространстве; -- структурная вязкость бурового или цементного раствора; D, d_н, d_в -- соответственно внутренний диаметр колонны, наружный и внутренний диаметры НКТ.

Для практических расчетов в табл. 5.5. приведены значения и , наиболее широко применяемых цементных растворов.

При турбулентном режиме течения бурового или цементного растворов в трубах и затрубном пространстве

(5.4)

(5.5)

Здесь _т(т), _т(3) - соответственно коэффициент гидровлических сопротивлений в трубах и затрубном пространстве.

Для практических расчетов при турбулентном режиме течения буровых и цементных растворов можно принять:

_т(т) = 0,028; _т(3) = 0,054.

2. Режимы течения воды или водных растворов солей устанавливают сопоставлением расчетного значения параметра Re при течении жидкости в трубах (Re_т) или затрубном пространстве (Re_з) с его критическим значением Re_кр = 2300:

Таблица 5.5.

Максимальные значения реологических параметров наиболее широко применяемых цементных растворов

Шифр (обозначение) цемента	ПЦХ	ПЦГ	ШПЦС-120	ШПЦС-200	УШЦ1-120	УШЦ1-200	УЦГ-2	ОЦГ
СДБ	-	0,1 - 0,5 %	0,1 - 0,5 %	0,3 - 0,5 %	0,1 - 0,5 %	0,1 - 0,5 %	0,1 - 0,5 %	0,3 - 0,8 %
	-	0,024 - 1,81	0,046 - 2,19	0,042 - 1,20	0,04 - 3,22	0,016 - 1,31	0,067 - 0,82 0,0,	0,028 - 5,87
КМЦ	0,5 - 2,0 %*	0,5 - 2,0 %	0,5 - 2,0 %	0,5 - 2,0 %	0,5 - 2,0 %	0,5 - 2,0 %	0,5 - 2,0 %	0,5 - 2,0 %
	0,186- 55,2**	0,15 - 59,4	0,094 - 55,2	0,11 - 52,1	0,025 - 62,7	0,19 - 38,6
Гипан	0,5 - 2,0 %	0,5 - 2,0 %	0,5 - 2,0 %	0,5 - 2,0 %	-	-	-	0,5 - 2,0 %
	0,049 - 6,37	0,023 - 3,01	0,031 - 4,18	0,024 - 1,57	-	-	-
ВКК	-	0,3 - 0,5 %	0,4 - 1,5 %	0,4 - 1,5 %	0,4 - 1,5 %	0,4 - 1,5 %	0,4 - 1,0	0,4 - 1,5 %
(СВК)	-	0,02 - 0,77	0,046 - 4,18	0,052 - 6,85	0,025 - 3,30	0,035 - 5,01
ПВС-ТР	0,2 - 0,6 %	0,5 - 2,0 %	-	-	-	-	0,5 - 2,0 %	0,5 - 2,0 %
	0,093 - 27,5	0,041 -	-	-	-	-	0,32- 20,2 %
	1 - 3 %	2,73	-	-	-	-	-	-
	0,045 - 2,42	-	-	-	-	-	-	-
	1 - 3 %	-	-	-	-	-	-	-
	0,03 - 2,11 %	-	-	-	-	-	-	-
	1 - 3 %	-	-	-	-	-	-	-
	0,08 - 6,68	-	-	-	-	-	-	-
Без добавок	-	-	-	-	-	-	-	-
	0,097 - 7,04	0,26 - 2,94	0,048 - 2,08	0,077- 10,45	0,02 - 1,96	0,086 - 5,68	0,223- 11,17	0,029 - 5,78
Водоцементное отношение В/Ц	0,50	0,50	0,43	0,40	0,35	0,35	0,32	0,95

^*Массовая доля (%) дана в пересчете от массы сухого цемента.

^** Первое число - структураная вязкость, Пас, второе - динамическое напряжение сдвига, Па.

при Re 2300 - режим течения ламинарный;

при Re > 2300 - режим течения турбулентный.

(5.6)

(5.7)

3. Рассчитывают коэффициенты гидравлических сопротивлений в трубах и затрубном пространстве:

при структурном режиме

(5.8)

при турбулентном режиме

(5.9)

4. Определяют давление на преодоление гидравлических сопротивлений:

(5.10)

(5.11)

5.2.6 РАСЧЕТ ТАМПОНИРОВАНИЯ ПОД ДАВЛЕНИЕМ ЧЕРЕЗ НКТ, УСТАНОВЛЕННЫЕ НАД ЗОНОЙ ВВОДА ТАМПОНИРУЮЩЕЙ СМЕСИ ЗА КОЛОННУ, В НЕЗАПОЛНЯЮЩЕЙСЯ СКВАЖИНЕ

Расчет проводится для скважин, в которых динамический уровень жидкости при заполнении до устья не поднимается.

В процессе закачки и продавки в НКТ в зависимости от условий призабойной зоны часть цементного раствора поглощается пластом, а часть поднимается в затрубное пространство скважины.

Для упрощения расчетов принимается, что момент насыщения пласта совпадает с поглощением всего цементного раствора. Тогда закачиваемая после раствора продавочная жидкость в количестве Vт, равном внутреннему объему НКТ, расходуется на наполнение скважины, т.е. объем колонны от статического уровня до устья V_к.у. уменьшается на объем, равный V_т.

Для заполнения колонны потребуется закачать в затрубное пространство дополнительное расчетное количество бурового раствора V_з.р. = V_к.у. - V_т.

На заполнение колонны укажет появление циркуляции жидкости через НКТ.

Если фактически прокачанное количество жидкости V_з.ф. оказалось меньше расчетного (V_з.ф. < V_з.р.), то это будет свидетельствовать о том, что в скважине остался цементный раствор.

При этом количество раствора, находящегося в кольцевом пространстве и внутри НКТ, можно ориентировочно оценить по избыточному давлению на монометре, контролирующем затрубное пространство.

5.2.7 Расчеты при установке разделительных цементных мостов по методике б.ВНИИКРнефти

1. Высота цементного моста должна удовлетворять условию:

где Q₂ - осевая нагрузка на мост от массы труб или перепада давления; _с касательные напряжения при сдвиге моста (табл. 5.6.);

Н_min требуемая минимальная высота моста.

Таблица 5.6

Количественные показатели качества мостов в зависимости от технологических мероприятий

Условия и способ установки моста	grad р, МПа/м	с, МПа
В обсаженной скважине:
с применением скребков к буферных жидкостей	5,0	1,00
с применением буферных жидкостей	2,0	0,50
без скребков и буферных жидкостей	1,0	0,05
В необсаженной скважине:
с применением скребков и буферных жидкостей	2,0	0,50
с применением буферных жидкостей	1,0	0,05
без скребков и буферных жидкостей	0,5	0,01

2. Объем цементного раствора рассчитывается по формуле:

где F - площадь сечения скважины;

V_т - объем НКТ или бурильных труб;

С₀ - коэффициент, учитывающий случайные ошибки при продавливании тампонирующей смеси в скважину: если средства контроля за движением жидкостей не используются, то С₀ = 0,02 + 0,03, если используются, то С₀ = 0; С₁, С₂, С₃ -- коэффициенты (табл. 5.7).

Таблица 5.7.

Расчетные коэффициенты

Наименование коэффициента	Обозначение	Значения для бурильных труб с высаженными внутрь концами	Значения для насосно-компрессорных труб
		тип буферной жидкости
		вода	нет	вода	нет
Потери цементного раствора на стенках труб	С1	0,01	0,03	--	0,01
Потери цементного раствора в результате смещения с соседней жидкостью на I границе	С2	0,02	0,04	0,01	0,02
То же на II границе	С3	0,02	0,03	0,01	0,02
Потери буферной жидкости при движении по заливочной колонне	С4	0,02	--	0,02	--
То же при движении по кольцевому пространству	С5	0,40	--	0,40	--

Объем продавочной жидкости:

где f - площадь сечения труб.

3. Объемы буферной жидкости, закачиваемой перед цементным раствором (V₁) и после него (V₂), равны:

где С₄, С₅ - коэффициенты (см. табл. 5.7).

Если установить цементный мост требуемой высоты невозможно (например, при недостаточном расстоянии до очередного объекта испытания), то следует применить тампонажные материалы с более высокими физико-механическим показателями (_с и др.) или использовать другие разделительные устройства.

5.2.8 РАСЧЕТ ДОПУСТИМОЙ ГЛУБИНЫ ОПОРОЖНЕНИЯ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ПРИ ТАМПОНИРОВАНИИ

Допустимую глубину опорожнения Н₀ рассчитывают по разности между наружным и внутренним давлениями на колонну, которая не должна превышать давления смятия обсадных труб. Расчет проводится по формуле:

где - плотность жидкости внутри колонны, кг/м³;

р_см - давление смятия труб, установленных на глубине Н, Па;

_ц - плотность цементного раствора за колонной, кг/м³;

_б - плотность бурового раствора за колонной, кг/м³;

Н - глубина скважины, м;

h' - глубина границы цемент - глинистый раствор за колонной, м;

g - ускорение силы тяжести, равное 9,8 м/с².

5.3 ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПАКЕРОВ И ЯКОРЕЙ К НИМ

Таблица 5.8

Якоря для удержания пакеров на месте их установки (ТУ 39-005-72, ТУ 26-02-645-75, ТУ 26-02-226-76)

Шифр	Наружный диаметр, мм	Перепад давления, МПа	Температура, °С	Диаметр канала, мм	Длина, мм	Масса, кг
Г31М/120	120	150	100	48	1350	--
Г31М/140	140	150	100	60	1360	--
ЯГМ-118-350	118	350	150	45	630	26
ЯГМ-136-350	136	350	150	56	630	39
ЯГ-118-500	118	500	150	52	600	24
ЯГ- 136-500	136	500	150	70	600	37

Таблица 5.9

Пакеры типов ПШ и ППГМ

Показатели	Пакер шлипсовый ПШ	Пакер ППГМ-1 с гидромеханическим уплотнением
	ГШ-5"	ГШ-6"	ГШ-8"	ППГМ1-114-160	ППГМ1-122-160	ППГМ1-133-160	ППГМ1-142-160
Условный диаметр колонны, мм	146	168	219	146	146	168	168
Наибольший перепад давления на пакер, МПа	30	30	30	16	16	16	16
Габаритные размеры, мм: наружный диаметр	118	136	187	114	122	133	142
длина	1760	1840	2000	1655	1655	1880	1880
диаметр канала	54	54	68	62	62	76	76
Масса, кг	61	69	121	43	47	63	70



Таблица 5.10

Взрывные пакеры, спускаемые на кабеле

Показатели	Взрывной пакер типа ВП	Шлипсовый взрывной пакер типа ВПШ
	ВП 88	ВП 92	ВП 102	ВП 110	ВП 118	ВП 135	ВПШ 82	ВПШ 102
Наружный диаметр, мм	86	92	102	110	118	135	82	102
Длина, мм	475	490	535	570	605	605	1238	1265
Внутренний диаметр колонны, мм: минимальный максимальный	96,3 98,3	100,3 102,3	109,0 115,0	117,7 124,0	125,2 133,0	144,0 152,0	88,0 96,0	109,0 120,0
Масса, кг	5,1	6,3	7,9	9,6	11,6	15,7	34,2	49,3

Таблица 5.11

Пакеры гидравлические, механические, гидромеханические (ТУ 26-16-10-76, ТУ 26-02-313-77)

Шифр	Наружный диаметр, мм	Перепад давления, МПа	Температура, 0С	Диаметр канала, мм	Герметизируемый диаметр, мм	Длина, мм	Масса, кг
ПН-ЯГ-90-500	90	50	120	38	102,3	1510	43
ПВ-ЯГ-90-500		50	120	38	102,3	1066	45
ПД-ЯГМ-90-350		35	120	62	102,3	1785	51
ПН-ЯГ-90-500К		50	150	38	102,3	1510	43
ПВ-ЯГ-90-500К		50	150	38	102,3	1510	43
ПН-ЯГ-90-500К1		50	150	38	102,3	1510	43
ПВ-ЯГ-90-500К1		50	150	38	102,3	1510	43
ПН-ЯМ-90-210		21	120	40	102,3	2170	45
ПД-ЯГ-1 12-500	112	50	120	50	121,7	2095	80
ПД-ЯГ-1 12-500		50	120	62	121,7	1850	90
ПН-ЯГМ-112-210		21	120	62	121,7	1655	43
ПД-ЯГМ-112-210		21	120	62	121,7	1895	66
ПН-ЯМ-1 12-210		21	120	62	121,7	2170	52
ПД-ЯГ-1 18-500	118	50	120	50	133,0	2095	89
ПД-ЯГИ-1 18-350		35	120	50	133,0	2330	103
1 ПД-ЯГ-1 18-350		35	120	61	133,0	2680	124
2ПД-ЯГ-1 18-500		50	120	62	128,0	1850	94
2ПД-ЯГ-118-350К1		35	120	61	133,0	2680	124
2ПД-ЯГ-118-350К2		35	120	61	133,0	2680	136
ПН-ЯГМ-1 18-210		21	120	62	128,0	1655	46
ПД-ЯГМ-118-210		21	120	62	128,0	1895	69
ПН-М-1 18-210		21	120	--	133,0	1030	40
ПН-ЯМ-1 18-210		21	120	62	133,0	2170	55
1 ПД-ЯГ-1 22-500	122	50	120	62	133,0	1850	98
ПН-ЯГМ-122-210		21	120	62	133,0	1655	47
ПД-ЯГМ- 122-2 10		21	120	62	13,0	1895	73
ПН-ЯГМ-132-210	132	21	120	76	140,3	1880	55
ПД-ЯГМ- 132-2 10		21	120	76	140,3	2000	74
ПД-ЯГ-1 36-500	136	50	120	61	155,3	2325	130
ПД-ЯГИ-1 36-350		35	120	61	155,3	2704	136
1 ПД-ЯГ-1 36-500		50	120	76	146,3	1900	122
ПН-ЯГМ-145-210		21	120	76	155,8	1880	68
ПД-ЯГМ- 145-2 10		21	120	75	155,8	2000	84
ПН-ЯГМ-1 50-2 10	150	21	120	89	163,8	2000	90
Шифр	Наружный диаметр, мм	Перепад давления, МПа	Температура, 0С	Диаметр канала, мм	Герметизируемый диаметр, мм	Длина, мм	Масса, кг
ПД-ЯГМ- 150-2 10		21	120	89	163,8	2090	102
ПН-ЯГМ- 160-2 10	160	21	120	100	173,7	2000	102
ПД-ЯГМ- 160-2 10		21	120	100	173,7	2090	127
ПН-ЯМ-160-210		21	120	76	173,7	2460	95
ПН-ЯГМ-170-210	170	21	120	100	179,7	2000	110
ПД-ЯГМ-170-210		21	120	100	179,7	2090	134
1ПД-ЯГ- 185-350	185	35	120	100	205,	2200	180
ПН-ЯГМ-185-210		21	120	100	205,	2110	123
ПД-ЯГМ-185-140		14	120	100	205,	2210	142
1ПД-ЯГМ- 185-2 10		21	120	130	205,	2700	155
ПН-ЯМ-185-140		14	120	100	205,	2030	100
ПН-ЯГМ-236-140	236	14	120	40	253,	2230	150
ПД-ЯГМ-200-140		14	120	145	253,1	2575	172
2ПД-ЯГ- 136-350	136	35	120	76	155,3	2710	142
2ПД-ЯГ-136-350К1		35	120	76	155,3	2710	142
ЗПД-ЯГ-136-350К1		35	120	80	146,3	2800	150
2ПД-ЯГ-136-350К2		35	120	76	155,3	2710	156
ЗПД-ЯГ-136-350К2		35	120	80	146,3	2800	174
ПД-ЯГ- 136-2 10		21	120	50	155,3	3886	175
ПН-ЯГМ- 136-2 10		21	120	76	146,3	1880	60
ПД-ЯГМ-136-210		21	120	76	146,3	2000	75
ПН-М-136-210		21	120		155,3	1090	55
ПН-ЯМ- 136-2 10		21	120	62	155,3	2260	70
1 ПД-ЯГ- 140-500	140	50	120	76	150,3	1900	128
ПН-ЯГМ-140-210		21	120	76	150,3	1880	64
ШН-ЯГМ-140-210		21	120	90	155,3	2550	70
ПД-ЯГМ- 140-2 10		21	120	76	150,3	2000	81
ПД-ЯГ- 145-350	145	35	120	76	163,8	2750	140
1 ПД-ЯГ- 145-500		50	120	76	155,8	1900	138
ЗПД-ЯГ-145-350К1		35	120	80	155,8	3000	173
ЗПД-ЯГ-145-350К2		35	120	80	155,8	3000	198
ПД-ЯГР-243-140	243	14	120	150	259,1	2850	180
ПН-ЯГМ-243-140		14	120	50	259,1	2230	160
1ПД-ЯГМ-243-140		14	120	145	259,1	2575	182
ПВ-ЯГМ-Т-122-140	122	14	325	45	133,0	1690	70
ПВ-ЯГМ-Т-140-140	140	14	325	59	150,3	2370	100

Примечания: 1. Резьба 146 и 168 мм по ГОСТ 632-64. 2. Я - якорный тип. Т - термостойкий. 3. Способ посадки: Г - гидравлический, ГМ - гидромеханический, М - механический. 4. - рабочая среда: без индекса - нефть, газ, газоконденсат, вода; К - то же с наличием водопесчаной смеси; К1 - газ, газоконденсат с содержанием СО₂ 6%; К2 -- то же с содержанием Н2S 6%. 5 - воспринимаемая нагрузка: В - перепад давления направлен вверх, Н - перепад давления направлен вниз, Д - перепад давления направлен вверх и вниз.

Таблица 5.12

Гидравлико-механические пакеры при тампонировании зон поглощения (ТУ 39-096-75)

Шифр	Наружный диаметр, мм	Уплотняемый диаметр, мм	Длина, мм	Масса, кг
А19М2/175 А19М2/195	175 195	220 240	2120 2215	176 254

Примечание: Перепад давления 15 МПа, температура 100°С, диаметр 20 мм, резьба 3-147.



Таблица 5.13

Пакеры рукавные (ТУ 26-16-15-76)

Шифр	Наружный диаметр, мм	Диаметр колонны, мм	Уплотняемый диаметр, мм	Длина, мм	Масса, кг
ПД-Г-1 18-210	118	62	133	3294	80
1ПД-Г-118-210	118	50	133	4025	100
2ПД-Г-118-210	118	60	133	3950	95
ЗПД-Г-118-210	118	62	133	3810	96
ПД-Г-1 36-210	136	76	150	3357	108
1ПД-Г-1 36-210	136	62	150	3987	128
2ПД-Г- 136-210	136	76	150	3950	125
ЗПД-Г- 136-210	136	76	150	3810	116

Примечание: Перепад давления 21 МПа, температура 100° С.

Таблица 5.14

Пакеры механические (ТУ 26-02-644-75, ТУ 26-02-213-77)

Шифр	Наружный диаметр, мм	Диаметр колонны, мм	Температура, °С	Диаметр канала, мм	Уплотняемый диаметр, мм	Длина, мм	Масса, кг
ПВ-М- 118-350	118	35	Не обу-	45	140	730	24
ПН-М- 118-350	118	35	словлена	45	1.40	730	24
ПВ-М-122-350	122	35	То же	45	140	730	24
ПН-М- 122-350	122	35	«	45	140	730	24
ПВ-М- 136-350	136	35	«	56	160	840	33
ПН-М- 136-350	136	35	«	56	160	840	33
ПВ-М- 140-350	140	35	«	56	160	840	33
ПН-М- 140-350	140	35	«	56	160	840	33
ПВ-М-1 18-500	118	50	«	45	140	790	24
ПВ-М- 122-500	122	50	«	45	140	790	24
ПВ-М- 136-500	136	50	«	56	160	840	33
ПВ-М- 140-500	140	50	«	56	160	840	33
ПВ-М-Т-122-140	122	14	325	45	133	930	27
ПВ-М-Т-140-140	140	14	325	59	154	1030	35



5.4 ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ТАМПОНАЖНЫЕ РАБОТЫ ПРИ РИР

Перед вспомогательными тампонажными работами лифтовые трубы необходимо поднять из скважины для ревизии и обследовать состояние обсадной колонны.

5.4.1 УСТАНОВКА РАЗДЕЛИТЕЛЬНЫХ ТАМПОНАЖНЫХ МОСТОВ В НЕПОГЛОЩАЮЩИХ СКВАЖИНАХ

Для того чтобы установить разделительный мост, башмак НКТ располагают у нижней границы устанавливаемого моста. Скважину промывают в течение не менее полутора циклов циркуляции для выравнивания плотностей бурового раствора в трубах и затрубном пространстве. Промывка считается законченной, если после отсоединения ведущей трубы перелива не наблюдается. Приготовление тампонирующей смеси производится в осреднительной емкости. В НКТ закачивают расчетный объем тампонирующей смеси и продавливают до равновесия столбов жидкости в трубах и затрубном пространстве. Башмак НКТ поднимают до верхней границы устанавливаемого моста. Вымывают излишек тампонирующей смеси при обратной или прямой промывке. НКТ поднимают на 20 - 30 м выше уровня тампонирующей смеси и скважину оставляют на ОЗЦ.

Если по условиям операции высокой точности расположения моста не требуется, то следует поднять башмак НКТ на 50 - 60 м над расчетным интервалом установки моста, произвести контрольный вымыв для проверки отсутствия тампонирующей смеси за НКТ и оставить скважину в покое на ОЗЦ. В скважинах глубиной до 1500 м при расчетных объемах тампонирующих смесей, плотность которых выше плотности бурового раствора (технической воды) не более чем на 0,3 г/см³, допускается установка разделительных мостов без использования цементировочных агрегатов. Находящиеся в скважине НКТ герметично соединяют верхней муфтой с конусообразной воронкой для направленной подачи приготовленной в емкости тампонирующей смеси. Ведущую трубу поднимают над устьем скважины, нижний ее конец устанавливают над горловиной воронки.

Тампонирующую смесь из осреднительной емкости подают в воронку ведрами со скоростью, обеспечивающей постоянное заполнение воронки. После подачи тампонирующей смеси, вытесняющей из-за разности плотностей жидкость из труб, не прерывая процесс, приступают к закачке продавочной жидкости (технической воды).

Закачку продолжают до равновесия столбов жидкости в трубах и затрубном пространстве; на это укажет постепенное прекращение циркуляции и интенсивный перелив жидкости из воронки.

5.4.2 УСТАНОВКА РАЗДЕЛИТЕЛЬНЫХ ТАМПОНАЖНЫХ МОСТОВ В ПОГЛОЩАЮЩИХ СКВАЖИНАХ

В незаполняющихся скважинах нижний конец НКТ располагают у нижней границы устанавливаемого моста. Определяют глубину статического уровня в колонне от устья скважины Н_ст.

В НКТ закачивают расчетный объем тампонирующей смеси.

Затем закачивают продавочную жидкость, объем которой V_п определяют по формуле:

где _ж, _т - соответственно плотность бурового раствора и тампонирующей смеси;

Н₁ - глубина установки нижнего конца НКТ от устья;

Н_т - высота тампонажного моста в колонне;

f - площадь проходного сечения НКТ.

НКТ поднимают до статического уровня жидкости в колонне и оставляют скважину в покое на ОЗЦ.

5.4.3 НАРАЩИВАНИЕ ЦЕМЕНТНОГО СТАКАНА В ОБСАДНОЙ КОЛОННЕ

В этом случае нижний конец НКТ устанавливают на расстоянии 10 - 15 м над наращиваемым цементным стаканом. Проверяют чистоту труб, прокачав в НКТ буровой раствор в количестве, равном их внутреннему объему. Плавным допуском НКТ со скоростью не более 0,5 м/с при одновременной закачке бурового раствора в трубы уточняют местоположение наращиваемого цементного стакана. Разгрузка труб на забой допускается не более 5 - 10 кН (0,5 - 1 т). Если цементный стакан наращивается над песчаной пробкой, то местоположение ее определяют без прокачки жидкости. Затем приподнимают нижний конец НКТ на 1 - 2 м от забоя и скважину промывают. В заполняющихся скважинах промывку проводят в течение 1,5 - 2 циклов циркуляции. В незаполняющихся скважинах в трубы и затрубное пространство прокачивают буровой раствор в количестве не менее 1,5 объема скважины от статического уровня до нижнего конца НКТ.

Если необходимо обеспечить определенную глубину нового искусственного забоя, то нижний конец НКТ поднимают до требуемой глубины и приступают к вымыву излишка тампонирующей смеси. Подачу бурового раствора в НКТ производят при минимальном расходе и прокачивают в количестве не менее 1,5 объема колонны от нижнего конца НКТ до поглощающей зоны скважины. Одновременно с прокачкой в трубы осуществляют закачку бурового раствора в затрубное пространство на поглощение. НКТ поднимают до статического уровня жидкости в колонне и оставляют скважину на ОЗЦ.



5.4.4 НАСЫПКА ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК В СКВАЖИНАХ

При этой операции нижний конец НКТ устанавливают на расстоянии 30 - 50 м над искусственным забоем. Скважину промывают. Доставляют к устью скважины просеянный песок в количестве, определяемом расчетной высотой песчаной пробки в колонне. С верхней муфтой находящихся в скважине НКТ герметично соединяют конусообразную воронку для направленной подачи песчаной пульпы. Над устьем скважины поднимают ведущую трубу, нижний конец которой устанавливают над горловиной воронки. Приступают к подаче бурового раствора в воронку при минимальном расходе, одновременно насыпая в нее песок.

По мере подачи песка и увеличения скорости вытеснения жидкости из труб пульпой подачу жидкости увеличивают, обеспечивая постоянное заполнение воронки. Песок следует подавать равномерно, чтобы не допустить закупорки труб. Особую осторожность необходимо соблюдать при использовании комбинированной колонны НКТ. В заполняющихся скважинах после засыпки песка подачу жидкости в трубы продолжают до гидростатического равновесия в трубах и затрубном пространстве. На это укажут постепенное прекращение циркуляции и интенсивный перелив жидкости из воронки.

В незаполняющихся скважинах после засыпки песка в НКТ прокачивают буровой раствор в количестве, равном внутреннему объему НКТ.

Затем их поднимают выше расчетного интервала заполнения песком на 30 - 50 м и оставляют скважину в покое на 3 - 4 ч. для осаждения песка. В непоглощающих скважинах после осаждения песка для проверки чистоты труб восстанавливают циркуляцию. Прекратив прокачку раствора, плавным допуском НКТ со скоростью не более 0,5 м/с определяют верхнюю границу песчаной пробки при разгрузке труб не более 5 - 10 кН (0,5 - 1т). В поглощающих скважинах (заполняющихся или незаполняющихся), где песчаная пробка насыпалась для отключения поглощающей зоны, допуск НКТ без предварительной проверки скважины на заполнение запрещается из-за опасности закупорки и прихвата труб в рыхлой песчаной пробке. В незаполняющихся скважинах допускается насыпка песчаной пробки через обсадную колонну.

5.4.5 НАМЫВ НАПОЛНИТЕЛЕЙ В ПОГЛОЩАЮЩУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ

Работы производят в соответствии с РД. В заполняющихся скважинах намыв наполнителя производят при герметизированном устье путем закачки суспензии в пласт под избыточным давлением через НКТ, башмак которых установлен над поглощающей зоной. В незаполняющихся скважинах башмак НКТ размещают напротив поглощающей зоны. В муфту верхней трубы устанавливают конусообразную воронку, над которой располагают нижний конец ведущей трубы.

В воронку подают буровой раствор с расходом 6 - 10 л/с, одновременно равномерно засыпая в нее наполнитель небольшими порциями. Для предотвращения подъема взвешенного наполнителя в кольцевое пространство за НКТ закачивают буровой раствор в затрубное пространство с расходом, равным подаваемому в НКТ. После насыщения поглощающей зоны, на что укажет восстановление циркуляции, соединяют ведущую трубу с колонной НКТ и излишки наполнителя вымывают из скважины. В качестве наполнителя используют песок, резиновую крошку, кожу-горох, ореховую скорлупу, кордное волокно, улюк и другие закупоривающие агенты.

В качестве жидкости-носителя применяют воду, буровой раствор, водобентонитовую суспензию, приготовленную непосредственно перед закачиванием в скважину.



5.4.6 ИСПРАВЛЕНИЕ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЦЕМЕНТНОГО КОЛЬЦА (КР1 - 3)

Исправление негерметичности цементного кольца для ликвидации заколонных перетоков пластовых флюидов производится методом тампонирования под давлением. Подъем лифтовых труб из скважины для ревизии и последующая шаблонировка ствола в интервале объекта изоляции обязательны. Приемистость объекта изоляции проверяют с использованием воды при трех установившихся режимах прокачки. При необходимости принимаются меры по увеличению приемистости (кислотная обработка и др.).

Технологическую схему и тампонажные материалы для РИР выбирают в зависимости от принадлежности изолируемого флюида и геолого-технических условий в осложненном интервале скважины.

5.5 РИР ПРИ ЛИКВИДАЦИИ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

При негерметичности цементного кольца возможны следующие осложнения:

перетоки воды, нефти и газа по заколонному пространству между невскрытыми перфорацией пластами, грифоны;

обводнение продуктивных пластов;

прорыв газа в перфорированную зону нефтяного пласта.

Эффективность изоляционных работ во многом зависит от информации о причине и местоположении источника перетока, а технологические схемы и приемы при цементировании под давлением во всех случаях практически одинаковы и могут отличаться выбором зоны ввода тампонажного состава в заколонное пространство.

Воды нефтяных месторождений по отношению к продуктивным коллекторам разделяют на чуждые (верхние и нижние), контурные, подошвенные и промежуточные (рис. 5.7).

1. Чуждые воды залегают в водоносных горизонтах, расположенных выше или ниже нефтяных пластов. В естественных условиях нефтеносные и водоносные горизонты отделены друг от друга плотными, чаще глинистыми разделами. При бурении скважины непроницаемые перемычки между пластами разрушаются, создавая тем самым потенциальные условия для межпластового перетока. Если кольцевое пространство в зоне плотного раздела зацементировано некачественно, то при освоении или эксплуатации обводнение скважины чуждой водой неизбежно.

2. Подошвенная вода залегает в одном пласте с нефтью и занимает его нижнюю часть.

Нефтяные пласты, как правило, литологически неоднородны и характеризуются слоистым строением с включением различных по мощности алевролитовых и глинистых пропластков. Последние по простиранию могут выклиниваться, поэтому пласт представляет единую гидродинамическую систему. Однако профиль большинства участков продуктивного пласта включает один или несколько плотных разделов, которые в условиях скважины выполняют роль естественных экранов, отделяющих подошвенные воды от нефтенасыщенной части. Поэтому подошвенная вода может быть надежно изолирована, если качественно зацементированы участки заколонного пространства напротив плотных разделов, залегающих между водонефтяным контактом и нижними перфорационными отверстиями.

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

4. В нефтяном пласте со слоистым строением некоторые пропластки могут быть водоносными. Кроме того, по высокопроницаемым пропласткам продуктивного горизонта нередко наблюдаются прорывы контурных или закачиваемых для поддержания пластового давления вод. Указанные воды называются промежуточными. Данный вид осложнения не связан с качеством крепи скважин, поэтому технология его ликвидации не рассматривается.

Каналами перетока могут служить дефекты в цементном кольце или зона контакта последнего с обсадной колонной или плотным разделом. Мощность непроницаемых перегородок, а следовательно, и протяженность каналов перетока изменяются по скважинам в широких пределах. Однако, как установлено, их поперечные размеры характеризуются зачастую долями миллиметра. В то же время расчеты свидетельствуют о том, что нередко режимы течения флюида в таких каналах близки к ламинарному. Вследствие этого трудно ожидать очистки изолируемых каналов от глинистой корки или продуктов ее разрушения. Тампонажный же материал, доставленный в неочищенный канал перетока, часто не выполняет своего назначения.

Из этого следует, что перед проведением изоляционных работ в скважине необходимо создать условия, обеспечивающие очистку каналов перетока от глинистой корки. С этой целью скважину перед остановкой на ремонт необходимо несколько дней отработать при максимально допускаемых депрессиях.

При выборе тампонажных материалов исходят из следующих положений.

1. Расстояние от перфорированных отверстий в колонне до плотных разделов (см. рис. 5.7) по скважинам изменяется в широких пределах. По пути к непроницаемой перегородке цементный раствор ввиду высокой водоотдачи и больших перепадов давления при нагнетании интенсивно отфильтровывает воду в окружающий коллектор. Снижение водоцементного отношения уменьшает подвижность тампонажной смеси вследствие загустевания и приводит к резкому сокращению сроков схватывания вяжущего.

При определенных условиях тампонажная смесь может не достигнуть непроницаемой перегородки или перекрыть ее незначительную часть, что снизит эффективность изоляции каналов перетока. Указанное явление в значительной мере устраняется при использовании цементных растворов с пониженной водоотдачей.

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

Мощность непроницаемых разделов (см. рис. 5.7) также различна. Поэтому тампонажный материал должен обладать высокими изолирующими свойствами, в частности, повышенной адгезией к стенкам канала перетока.

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.

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

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

Б. Для улучшения реологических свойств цементного раствора и их стабилизации во времени, а также повышения прочности тампонажного камня необходимо при приготовлении суспензии применять добавки, облагораживающие смесь: окзил, КССБ, полимер ТЭГ с отвердителем ПЭПА, тонкодисперсные окислы кремния и др. Для обеспечения надежного контроля за плотностью цементного раствора при приготовлении суспензии целесообразно использовать осреднительную емкость.

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

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

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

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

В комплексе геофизических исследований включение записи кривой АКЦ обязательно, так как сравнение ее с записью до изоляционных работ дает ценную информацию.

Опрессовка колонны сама по себе не является достаточны...