Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин

5.8.6 ПРОВЕДЕНИЕ РИР В ПЕРФОРИРОВАННОЙ ФОНТАНИРУЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ

В этом случае необходимо остановить скважину, выпустить газ из затрубного и межколонного пространства до выхода жидкости. Закачивая дегазированную нефть в затрубное пространство, следует проверить приемистость скважины, РИР проводят, если р_пр > 10,0 МПа.

Приготавливают расчетный объем гелеобразующего состава (например, композиции ВУС) с облегчающими добавками, закачивают в затрубное пространство. Состав продавливается дегазированной нефтью до глубины установки верхней пусковой муфты. При отсутствии пусковых муфт композицию ВУС устанавливают на глубине L.

При закачке и продавке тампонирующего состава подачу насосов следует регулировать для создания в затрубном пространстве максимально возможного давления, но не выше допускаемого при опрессовке данной колонны. Скважину оставляют в покое на период гелеобразования.

Не вымывая состава из затрубного пространства, скважину пускают в эксплуатацию. Если в процессе дальнейшей эксплуатации вновь появляются межколонные газопроявления, необходимо периодически выпускать газ из затрубного и межколонного пространства и тем самым перемещать тампонирующий состав в кольцевом пространстве. Прекращение межколонных проявлений укажет на перекрытие составом негерметичного интервала.

При опрессовке отремонтированного интервала газообразным агентом межколонные проявления должны отсутствовать. Качество РИР без отключения перфорированной зоны оценивают по результатам изменения р_м.к. при освоении и эксплуатации отремонтированных скважин. Для определения показателя долговечности -- среднего срока службы изолирующего тампона устанавливают ежемесячный контроль за эксплуатацией отремонтированных скважин.

5.9 ЛИКВИДАЦИЯ КАНАЛОВ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ В СТЫКОВОЧНЫХ УСТРОЙСТВАХ И МУФТАХ СТУПЕНЧАТОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

Если негерметичность стыковочного устройства или муфты ступенчатого цементирования характеризуется лишь падением давления при опрессовке и непрерывная прокачка жидкости при давлениях, допустимых для колонны, невозможна, то тампонирование каналов утечки производят так же, как тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн.

При пропускной способности каналов негерметичности, позволяющей вести непрерывную закачку жидкости при допустимых для колонны давлениях, РИР проводятся методами, используемыми при изоляции сквозных дефектов обсадных колонн.

5.9.1 ИЗОЛЯЦИЯ СКВОЗНЫХ ДЕФЕКТОВ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

С целью изоляции сквозных дефектов в обсадных колоннах осуществляют замену дефектной части колонны, производят цементирование под давлением или устанавливают трубы меньшего диаметра против дефекта.

Рассматриваемый метод применяется в случаях, когда замена дефектной колонны или перекрытие ее трубами меньшего диаметра невозможны. Интервал перфорации перекрывают песчаной пробкой или цементным мостом. Допускается установка взрывпакера. Скважину проверяют на заполнение прокачкой при максимальной подаче на рабочем режиме работы насосов не менее 1,5 объема колонны от статического уровня до устья скважины. В заполняющихся скважинах следует проверить приемистость дефекта колонны на воде при трех установившихся режимах прокачки, обследовать колонну печатью и при необходимости исправить дефектную часть справочным инструментом. Затем определяют местоположение дефекта колонны: рекомендуется уточнить его путем поинтервальной опрессовки колонны с помощью пакера. Если зона нарушения колонны расположена более чем на 500 м выше интервала перфорации, целесообразно установить дополнительный цементный мост мощностью не менее 5 м на расстоянии от 20 до 30 м ниже дефекта. Наличие моста сократит трудоемкость ловильных работ в случае падения инструмента в скважину, предотвратит гравитационное опускание цементного раствора при тампонировании или падение кусков тампонажного камня на забой при разбуривании цемента в зоне дефекта.

При наличии нескольких дефектов в колонне проводится последовательное тампонирование каждого нарушения сверху вниз. Перед тампонажными работами под очередным нарушением на расстоянии от 20 до 30 м устанавливают разделительный цементный мост мощностью не менее 5 м. При приемистости дефекта колонны более 2 м³/(ч-МПа), для снижения поглотительной способности скважины, используется намыв наполнителей, закачка тампонажных материалов и т. д. Повторную проверку приемистости дефекта для оценки эффективности мероприятий по снижению поглотительной способности скважины следует проводить на воде при минимальном расходе и кратковременной прокачке жидкости. Рекомендуется исходить из обобщения регионального опыта применения отдельных мероприятий, стремясь к исключению данной операции перед тампонированием. При РИР используются цементные растворы, подвергнутые специальной обработке. При приемистости дефекта менее 0,5 м³/(ч-МПа) применяют ПТМ. Следует отдавать предпочтение способам тампонирования под давлением, позволяющим исключить разгрузку колонны от избыточного давления при подъеме части заливочных труб перед ОЗЦ: тампонированию через обсадную колонну, тампонированию через НКТ и обсадную колонну, комбинированному способу тампонирования под давлением. При тампонировании под давлением не рекомендуется вымывать излишки тампонажного раствора из зоны дефекта колонны.

На ОЗЦ скважину оставляют под избыточным давлением в пределах от 40 до 60% от достигнутого при задавливании тампонажного раствора за колонну. Через 24 ч. ОЗЦ давление в колонне снимают и допуском труб определяют местоположение цементного моста. Колонну спрессовывают, трубы поднимают из скважины и при необходимости проводят геофизические исследования.

Цементный мост разбуривают до глубины не менее чем на 3 м меньше глубины расположения дефекта колонны. К разбуриванию цементного моста в зоне дефекта колонны приступают не ранее чем через 96 ч. после окончания тампонажных работ (при температуре 80° С и выше время ОЗЦ может быть сокращено вдвое).

5.10 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРИЕМЫ, РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ПРИ ТАМПОНАЖНЫХ РАБОТАХ В СКВАЖИНАХ

Результаты РИР во многом зависят от свойств используемого тампонажного материала. Однако качество материала само по себе еще не определяет результативность изоляционных работ. Нередко тампонажный материал, прошедший успешные лабораторные испытания в условиях, моделирующих забойные, попав в скважину, не выполняет своего назначения. Видимо, технологические приемы, используемые при его доставке в изолируемую зону, не могут обеспечить условия, при которых данный материал проявляет все присущие ему полезные свойства. Поэтому вопросам управления технологическим процессом тампонирования следует уделять самое серьезное внимание. Следует отметить, что влияние управляющих воздействий на механизм формирования изоляционных экранов изучено недостаточно. В то же время анализ результатов РИР позволяет выделить ряд технологических приемов, эффективность которых подтверждена накопленным опытом.

Приготовление тампонирующей смеси следует производить в осреднительной емкости, положение которой обеспечивает работу насосов ЦА под залив. При этом повышается коэффициент наполнения насосов, что благотворно влияет на режим работы агрегатов, достигается гомогенность тампонирующей смеси при колебаниях плотности раствора по объему не более 0,02 г/см³, уменьшается содержание атмосферного воздуха в системе, подсасываемого при затворении цемента в гидросмесителе. Это позволяет транспортировать к изолируемой зоне тампонирующую смесь, практически идентичную использованной при лабораторных испытаниях.

В процессе закачивания и продавливания тампонирующей смеси высокой плотности в трубах наблюдается вакуум. При этом возможен подсос атмосферного воздуха через не плотности запорной арматуры и аэрация закачиваемых жидкостей (тампонажной и продавочной), значтельное опережение головной пачки тампонирующей смеси по сравнению с расчетным ее положением из-за разрыва потока. Часть состава может оказаться за НКТ до закрытия выкида из трубного пространства; возможны ошибки в расчетных параметрах процесса вследствие аэрации жидкости.

Поэтому при транспортировании тампонирующей смеси по НКТ следует штуцеровать выкид из затрубного пространства. Наличие некоторого избыточного давления в трубном пространстве исключит явление вакуума, что обеспечит необходимый контроль за движением тампонажной смеси.

3. При тампонировании под давлением в незаполняющихся скважинах после закачивания продавочной жидкости в НКТ рекомендуется делать паузы от 3 до 10 мин. При этом происходит выравнивание гидростатических давлений в трубном и затрубном пространствах, равномерное распределение тампонирующей смеси в заколонном пространстве самотеком, деаэрация жидкости в НКТ.

4. При нагнетании не следует допускать высоких скоростей подачи жидкости. Даже если приемистость нарушения колонны хорошая, необходимо планировать минимальную подачу жидкости. Следует помнить, что конечной целью работ является не только заполнение каналов утечки тампонажной смесью, но и формирование на их стенках прочной фильтрационной корки в результате кольматации твердой фазой раствора. Поэтому целесообразно периодически прекращать подачу жидкости. Продолжительность остановок зависит от интенсивности поглощения раствора и может составлять от 1 до 10--15 мин. и более.

Каждая очередная остановка стимулирует наращивание фильтрационной корки, вследствие чего каналы утечки сужаются. При этом наблюдается постепенный рост давления нагнетания, что способствует уплотнению фильтрационной корки. В некоторый момент каналы утечки оказываются перекрытыми фильтрационной коркой, на что указывает резкий рост давления нагнетания. Если достигнутое давление неустойчиво, то периодическим подкачиванием добиваются его стабилизации.

Снижение эффективности работ при очень высоких давлениях нагнетания связано, по-видимому, с выдавливанием сформированной корки из каналов утечки. Другой возможной причиной могут быть необратимые процессы в окружающих колонну цементном кольце и горных породах -- гидроразрывы, раскрытие трещин и др.

При использовании химически не обработанных цементных растворов на стенках каналов утечки формируется толстая рыхлая фильтрационная корка. При хорошей приемистости и высокой скорости нагнетания такая корка легко разрушается потоком цементного раствора. Если она все же перекрывает каналы утечки, то затвердевший камень характеризуется невысокими физико-механическими показателями (особенно при низких температурах), не всегда отвечающими требованиям качественной изоляции.

Цементные растворы с пониженной водоотдачей обеспечивают формирование тонкой и прочной фильтрационной корки. Периодическими остановками процесса при низких скоростях нагнетания наращивание корки ускоряется. И в конечном счете каналы утечки оказываются надежно изолированными.

Таким образом, если при низкой приемистости скважины использование цементных растворов с пониженной водоотдачей обязательно, то при хорошей приемистости -- всегда желательно.

5. Многолетняя практика цементирования под давлением свидетельствует о том, что лучшие результаты получают в том случае, когда давление нагнетания, достигнув планируемого значения, не снижается после прекращения подачи жидкости в течение 5--10 мин. Тенденция к повышению давления нагнетания не всегда оправдана.

Высокие давления планируют, как правило, при низкой приемистости скважины или тогда, когда последняя практически отсутствует. Утечка жидкости из колонны в этих случаях происходит по микроканалам, проникнуть в которые твердая фаза раствора зачастую не может даже при высоких давлениях. Кроме того, частичному заполнению канала утечки способствует высокая водоотдача цементного раствора, вследствие чего подвижность раствора резко снижается и твердая фаза закупоривает зону ввода.

В указанных случаях, когда приемистость скважины меньше , целесообразно использовать цементные растворы с пониженной водоотдачей. При этом задавливание следует вести при минимальной подаче ЦА с перепуском части продавочной жидкости в мерную емкость агрегата.

6. Расположение НКТ в зоне фильтра или дефекта колонны при задавливании водоцементных растворов в пласт недопустимо. При наличии перепада давления в поглощающей части скважины из тампонирующей смеси интенсивно отфильтровывается жидкая фаза. При использовании водоцементных растворов это приводит из-за снижения В/Ц к резкому сокращению сроков схватывания смеси, что в совокупности с другими факторами (температура, давление, время проведения операции) может служить причиной прихвата НКТ.

В случае применения цементных растворов, затворенных на дизтопливе, процесс отфильтровывания жидкой фазы идет еще интенсивнее. В интервале перфорации образуется плотная спрессованная пробка из обезжиженного цемента, которая также может стать причиной прихвата НКТ.

7. Изоляцию сквозных дефектов обсадных колонн следует проводить, оставляя цементный мост против зоны ввода тампонирующей смеси за колонну. Накопленный опыт работ с вымыванием тампонажного раствора из зоны дефекта свидетельствует о низкой эффективности РИР. Это, повидимому, связано с тем, что при вымыве тампонажного раствора промывочная жидкость под перепадом давления (нередко значительного) фильтруется в зону дефекта и частично размывает формирующийся экран.

На ОЗЦ, особенно при ремонте колонн, скважину следует оставлять под избыточным давлением, что исключает отдачу задавленного за колонну цементного раствора и обусловливает напряженное состояние стенок скважины под действием внутреннего давления и упругого сопротивления горных по род. При этом затвердевший тампонажный экран будет испытывать дополнительное сжатие от воздействия массива горных пород, окружающих колонну. Поэтому допускаемая нагрузка при опрессовке возрастет на величину давления, необходимо го для снятия напряжения сжатия с изоляционного экрана.

Следует иметь в виду, что в обсадных колоннах диаметром 214 мм и более, заполненных водой, происходит интенсивное гравитационное оседание цементных растворов. Поэтому под дефектом колонны или нижней границей устанавливаемо го разделительного моста рекомендуется устанавливать взрывной пакер или другие несущие устройства.

10. Избыточное давление в колонне при ОЗЦ имеет некоторое экстремальное значение, превышение которого снижает качество работ. Объясняется это, по-видимому, тем, что при разрядке скважины после ОЗЦ вследствие упругой деформации обсадных труб происходит отрыв колонны от окружающего цементного кольца. Образующаяся кольцевая щель может служить каналом для жидкости в колонне, допускаемый объем утечки которой при опрессовке строго регламентирован. Можно также предположить, что при разрядке скважины происходит разрушение экрана под воздействием упругих деформаций горного массива.

Ориентировочно величину избыточного давления при ОЗЦ следует устанавливать в пределах от 40 до 60% от достигнутого при цементировании.

Опыт исправительного цементирования свидетельствует о том, что наилучшие результаты получают в том случае, когда достигнутое при нагнетании цементного раствора давление не сбрасывают (для вымыва излишка цемента и подъема НКТ в безопасную зону), а плавно снижают до некоторого значения, при котором скважину оставляют на ОЗЦ.

Этот прием возможен, когда башмак НКТ устанавливают над интервалом нарушения колонны на расстоянии, вмещающем расчетный объем тампонажной смеси, или при комбинированном способе цементирования. Необходимость разбуривания в некоторых случаях цементных стаканов несколько большей протяженности не должна сдерживать применение этого способа, так как в общем балансе времени на разбуривание цемента приходится незначительная доля, вполне оправданная благодаря полученному результату работ.

Однако необходимо иметь в виду, что при использовании комбинированного способа цементирования необходимо применять пластифицирующие и стабилизирующие добавки, обеспечивающие в течение расчетного времени исходную подвижность раствора. Следует учитывать, что закачанный в скважину необработанный раствор во время подъема НКТ находится в покое и в результате структурообразования может превратиться в непрокачиваемую или малоподвижную массу.

11. При изоляции сквозных дефектов обсадных колонн продолжительность ОЗЦ должна составлять не менее 3 сут. Исследования свидетельствуют о том, что к этому времени прочность цементного камня достигает удовлетворительных значений (при температурах 80° С и выше время ОЗЦ может быть снижено).

Через сутки после окончания цементирования в скважине можно проводить необходимые работы. Однако от разбуривания цементного моста в непосредственной близости к интервалу нарушения колонны (от 15 до 20 м) следует воздержаться до истечения запланированного времени во избежание нарушения цементного кольца от ударов долота и труб о колонну.

12. Перед опрессовкой колонны необходимо тщательно промыть скважину. Нежелательно попадание в жидкость, заполняющую колонну, воздуха, который может исказить результат испытания на герметичность. Поэтому перед установкой опрессовочной головки устье скважины должно быть доступно для визуального контроля.

Не следует сразу поднимать давление до требуемого значения. Подавать жидкость рекомендуется при минимальном расходе с периодическими остановками, способствующими равномерному распределению давления на цементный экран.

При выдержке колонны под давлением в течение контрольного времени нагнетательную линию следует отсоединить от опрессовочной головки для визуального контроля за утечками из запорной арматуры.

Если в колонне был установлен разделительный мост (взрывной пакер) и расстояние до искусственного забоя п₃ значительно меньше расстояния до забоя скважины Н, то герметичность колонны следует оценивать по формуле:

где ?Р_ф -- фактическое снижение давления в колонне при опрессовке, МПа;

?Р_н -- наблюдаемое снижение давления, МПа.

Если ?Р_ф согласуется с нормативными требованиями, то после разбуривания искусственного забоя герметичность колонны контролируют повторной опрессовкой.

14. В соответствии с действующими правилами избыточное давление на устье при опрессовке колонны должно на 10% превышать максимальное пластовое давление в разрезе скважины. Тем самым исключается возможность пропуска жидкости (газа) через колонну в наиболее жестких режимах эксплуатации или при прорыве флюида из наиболее активного пласта. Одновременно обеспечиваются условия для РИР, связанные с созданием в колонне значительных избыточных давлений (цементирование под давлением, кислотные обработки и др.).

Однако нередко при цементировании под давлением для изоляции дефектов в верхних интервалах обсадных колонн, приуроченных к слабосцементированным высокопроницаемым участкам разреза, РИР носят затяжной характер, связаны с многократным повторением операций и не обеспечивают требуемой степени герметичности колонны после ремонта. Это объясняется тем, что тампон из цементного камня не имеет прочной опоры, так как подстилается горными породами с низкими значениями давления гидроразрыва и при опрессовке колонны разрушается. Для формирования в таких условиях высокопрочных экранов необходимы тампонажные материалы с пределом текучести, близким к давлению опрессовки обсадной колонны.

Если использование других методов РИР, связанных с изменением конструкции скважины (спуск дополнительной колонны и др.), по условиям эксплуатации скважины невозможно, то рекомендуется после согласования с геолого-технической службой предприятия-заказчика, как исключение, снизить требования к герметичности отремонтированной колонны.

Действительно, фактический перепад давления на отремонтированный дефект при прорыве флюида из наиболее активного пласта разреза определяется как разность между внутренним и наружным давлением на колонну.

С учетом принятого коэффициента запаса прочности надежность изоляции будет обеспечена, если сформированный тампонажный экран будет отвечать нормам герметичности при избыточном давлении в колонне для опрессовки, равном:

где Р_пл -- пластовое давление проявляющего пласта;

Р_н -- поровое (пластовое) давление горизонта, к которому приурочен дефект колонны.

Так, при наличии в разрезе скважины газового пласта, характеризующегося Р_пл = 12 МПа, обсадная колонна в соответствии с действующими правилами должна быть герметична при Р_оп = 15 МПа. Если отремонтированный дефект колонны приурочен к горизонту, где Р_н = 5,0 МПа, то при прорыве газа перепад давления на тампонажный экран составит Р - Р_н = 8МПа.

Переток газа за колонну будет исключен, если тампонажный экран будет герметичен при

Подобные скважины при эксплуатации должны находиться под специальным контролем.

При последующих технологических операциях в стволе, связанных с высокими перепадами давления на колонну, дефект может быть изолирован с помощью пакерующих устройств.



6. РЕМОНТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

6.1 ВИДЫ И ПРИЧИНЫ НАРУШЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Изучению видов и причин нарушений обсадных колонн уделено большое внимание как в отечественной, так и в зарубежной литературе. Однако достаточно полная их классификация отсутствует, бее основные факторы, определяющие потерю герметичности обсадных колонн, можно разделить на четыре группы: геологические, технико-экономические, физико-механические и субъективные.

Первая группа факторов характеризуется частыми обвалами стенок ствола скважины, выбросом бурового раствора, воды, нефти и газа, смятием промежуточных и эксплуатационных колонн, аномально высокими пластовыми давлениями, наличием высоких пластовых температур, набуханием породы (в т. ч. в продуктивных пластах), пробкообразованием, высокой сейсмической активностью.

Главнейшие факторы второй группы -- не соответствующие условиям конструкции скважин, способ бурения, качество и компоновка применяемых обсадных труб, скорость и способ спуска, технология цементирования обсадной колонны, продолжительность работы в обсадной колонне, технология оборудования устья скважин, освоения, эксплуатации, ремонтные работы, искривление ствола скважины.

К основным параметрам третьей группы факторов относятся: прочность, проницаемость, коэффициент линейного расширения, пластичность тампонажного камня; прочность, коррозионная и абразивная стойкость материала труб; коэффициент линейного расширения горных пород; технологические свойства фильтрационной корки.

Четвертая группа факторов в основном зависит от организации произвоства, опыта и квалификации исполнителей. Однако их роль в потере герметичности обсадных колонн велика. К ним относятся нарушение организации процесса спуска обсадной колонны, подача на буровую некачественных труб, неточный расчет обсадной колонны, несвоевременный долив промывочной жидкости при спуске колонны.

Схема классификации повреждений обсадных колонн (по М. Л. Кисельману) выглядит следующим образом:

1-я группа -- дефекты металлургического производства (нарушения обсадных труб при изготовлении);

2-я группа -- дефекты, возникающие при нарушениях правил погрузки, разгрузки, перевозки и хранения труб (нарушения обсадных труб при транспортировке и хранении);

3-я группа -- дефекты, появляющиеся в процессе эксплуатации (нарушения осадных труб при эксплуатации).

А. А. Федоров на основании анализа промысловых данных по месторождениям Прикарпатья и изучения материалов других работ предложил свою классификацию повреждений обсадных колонн и их причин (табл. 6.1).

К типичным (часто встречающимся) видам нарушения герметичности обсадных колонн в скважинах можно отнести: раковины коррозионного и эрозионного износа (отверстия); продольные, поперечные, полые порывы, порезы (трещины); некачественную геометрию и недовинчивание резьбовых соединений; перфорацию труб и пр.

Количество и номенклатуру нарушений обсадных колонн можно значительно уменьшить, если строго соблюдать технологический процесс бурения скважин; применять обсадные трубы с антикоррозионным и термостойким покрытием; использовать предохранительные кольца, центраторы на бурильных и насосно-компрессорных трубах; применять защитные оболочки для долот при спуске их в забой и др.

6.2 СПОСОБЫ И СРЕДСТВА ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Существующие способы восстановления герметичности можно разделить на три основные группы:

не уменьшающие внутренний диаметр обсадной колонны;

незначительно уменьшающие внутренний диаметр колонны;

существенно уменьшающие внутренний диаметр.

К первой группе относятся: герметизация резьбовых соединений колонны путем до-крепления их в скважине;

цементирование межтрубного пространства через устье скважины;

замена поврежденной части колонны новой.

Во вторую группу входят:

цементирование через внутритрубное пространство;

установка металлических накладок;

установка гофрированных пластырей.

Третья группа включает:

спуск насосно-компрессорных труб с отсекающими пакерами;

установку колонн-летучек;

спуск дополнительной колонны.

Отечественный и зарубежный опыт показывает, что область применения тонкостенных продольно-гофрированных стальных пластырей не ограничивается только восстановлением герметичности обсадных колонн эксплуатационного фонда. Они могут быть использованы при строительстве и закачивании скважин, а также для повышения прочностных свойств обсадных труб в скважинах с аномальным давлением и другими геологическими особенностями.

В скважинах эксплуатационного фонда широкое применение получили стальные продольно-гофрированные пластыри, которые устанавливают на поврежденные или негерметичные резьбовые соединения, перфорационные отверстия, локальные повреждения (трещины, износ, коррозия), а также при восстановлении герметичности разорванных труб.

Установка пластырей в открытом стволе скважины является перспективным техническим решением для временной и промежуточной изоляции поглощающих и проявляющих горизонтов при строительстве скважин. Стендовые и промышленные испытания показали, что наиболее перспективны стальные двухканальные профильные перекрыватели.

Перекрыватель состоит из профильной двухканальной трубы, герметизирующих головок и переводника с уплотнительной манжетой. Переводник соединен с профильной трубой с помощью левой трапецеидальной резьбы. Перекрыватель спускают в скважину на бурильных трубах. Выправляют пере-крыватель, нагнетая в него жидкость насосом или цементировочным агрегатом. В процессе выправления Перекрыватель плотно прижимается к стенкам скважины и изолирует зону осложнения. От осевых и радиальных перемещений его удерживают силы трения металла о породу. После установки пе-рекрывателя бурение продолжают. Потеря диаметра составляет 14--15,9 мм.

Перекрыватели типа П219/216 входят в комплект оборудования для изоляции зон осложнений без уменьшения диамет_а скважины и без применения тампонажного материала. Разработан ТатНИПИнефтью.

Технология изоляции зон осложнений профильными пере-крывателями включает следующие операции:

увеличение диаметра скважины расширителем;

спуск перекрывателя и выправление его закачкой жидкости под давлением;

развальцовывание цилиндрических концов и самого перекрывателя развальцевателем.

Место установки перекрывателя определяют известными геофизическими и гидродинамическими методами.

Таблица 6.1

Классификация повреждений обсадных колонн при бурении, креплении и эксплуатации Нефтяных и газовых скважин, причины их возникновения

А. Смятие обсадных колонн	Б. Разрыв колонн (продольный или поперечный)	В. Нарушение герметичности колонн
I. неправильный расчет колонн на прочность	I. Не правильный расчет колонн на прочность	I. Неправильный расчет колонн на прочность
1. Не учтено анамально высокое давление нефти, воды или газа в пластах, вскрытых скважинах	1. Не учтено максимальное внутреннее давление, создаваемое при проведении различных работ в колонне	1. Не учтены дополнительные осевые усилия, возникающие при изменении температурного режима, наружног8о и внутреннего давления
2. Не учтено горное давление соленосных пород	2. Не учтено увеличение осевых нагрузок при изменении температурного режима скважины, избыточного наружного и внутреннего давления	2. Не учтено максимальное внутреннее давление, создаваемое при проведении различных работ в колонне
3. Не учтено горное давление пластичных пород	3. применены неточные формулы для определения допустимых нагрузок	3. Не учтены максимальные осевые нагрузки
4. Не учтено давление, возникающее при набухании пород
5. Использованы не по назначению формулы для определения прочностных характеристик
6. Не учтено снижение прочности труб при действии осевых усилий от собственного веса колонны
7. Не учтено снижение прочности труб при изменении температурного режима, наружного и внутреннего давления
А. Смятие обсадных колонн	Б. разрыв колонн (продольный или поперечный)	В. Нарушение герметичности колонн
8. Не учтено снижение прочности труб при перфорации
II. Нарушение технологии	II. Нарушение технологии	II. Нарушение технологии
1. Спуск обсадных труб с заводским дефектом	1. Спуск обсадных труб с заводским дефектом	1. Спуск труб с дефектами резьбовых соединений
2. Неправильная маркировка труб	2. Гидравлический удар при цементировании	2. Резьба и смазочный материал не соответствуют условиям скважины
3.Гидравлическое давление при спуске колонны с большой скоростью	3.Некачественное соединение секций обсадных колонн	3. Конструкция муфт для двухступенчатого цементирования несовершенна
4. Не долив колонны при спуске с обратными клапанами	4. Разгрузка колонны на забой в скважинах в скважинах	4. Колонна некачественно зацементирована
5. Некачественное цементирование обсадных колонн	5. Внутреннее давление в колонне выше допустимого	5. Колонна спущена в скважину имеющую резкие перегибы ствола
6. Спуск на клиньях тяжелых обсадных колонн	6. Отсутствие контроля крутящего момента при свинчивании резьбовых соединений	6. колонна разгружается на забой в скважинах, имеющие большие каверны
7. Свинчивание при не контролируемом крутящем или «через нитку»	7. Некачественное цементирование колонны	7. Крутящий момент при свинчивании резьбовых соединений не контролируется
III. Стихийные явления	III. Стихийные явления	III. Стихийные явления
1. Землетрясения	1. Землетрясения	1. Землетрясения
2. Тектонические смещения пластов	2. Тектонические смещения пластов	2. Тектонические смещения пластов
3. Оползни и осыпи пород	3. Оползни и осыпи пород	3. Оползни и осыпи пород

260

6.3 ДИАГНОСТИКА СОСТОЯНИЯ КРЕПИ СКВАЖИН

6.3.1 СУЩНОСТЬ И СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ДИАГНОСТИКИ КРЕПИ СКВАЖИН В НАШЕЙ СТРАНЕ И ЗА РУБЕЖОМ

Исследования показали, что от эффективности применяемых средств и методов контроля технического состояния крепи скважин во многом зависит успех проведения ремонтов. В связи с этим сначала в б.ВНИИКРнефти, затем в ТНЦ «Кубаньгазпром» были выполнены работы по совершенствованию средств и методов контроля технического состояния крепи скважин на основе детального изучения взаимодействия обсадной колонны (объекта контроля) со скважинными зондами (средства контроля), в которых использованы первичные измерительные преобразователи-датчики для съема информации о характеристиках дефектов крепи с помощью физических полей (магнитных, элекромагнитных, акустических и т.п.).

Скважинные зонды построены по функционально-блочному принципу; первичные измерительные преобразователи обеспечивают получение информации не только о контролируемых параметрах, но и о дестабилизирующих факторах (помехах), что позволяет компенсировать их влияние на результаты

исследований, повысить помехозащищенность и информативность средств контроля.

Разработана технология комплексной оценки качества перфорации скважин, позволяющая определить не только границы проперфорированного интервала и сообщаемость через него внутрикоконного пространства с пластом, но и изоляцию его от ближайших пластов-коллекторов или ГНК, ГВК, ВНК.

В странах СНГ для исследования состояния обсадных колонн применяются гамма-дефектомеры-толщиномеры СГДТ-2, СГДТ-3 и скважинный индукционный индикатор дефектов ДСИ, использующие бесконтактные методы съема информации.

С помощью СГДТ-2 можно определить толщину и внутренний диаметр труб независимо от плотности раствора в скважине и отложений раствора на внутренней поверхности труб. Интерпретация диаграмм этого прибора позволяет установить эксцентриситет, среднюю толщину и средний диаметр колонны труб, качество заполнения затрубного пространства цементным раствором, места расположения муфт и центраторов. Этот прибор имеет высокую чувствительность и разрешающую способность, но область его применения пока ограничена по температуре (не выше 100° С).

СГДТ-3 предназначен для оценки качества цементирования и технического состояния обсадных колонн диаметром 146-- 168 мм. С его помощью могут быть определены интервалы механического и коррозионного износа и средняя по периметру толщина стенки обсадных труб в диапазоне 5--12 мм, а также эксцентриситет колонны в скважине. При этом измерительные зонды толщиномера и дефектомера совмещены.

Аппаратура ДСИ позволяет обнаруживать дефекты обсадных колонн типа порывов и трещин, размер проекции которых на ось колонны не менее 60--120 мм, а также локальные дефекты типа вздутий и смятий при протяженности их не менее 60 мм в колоннах диаметром 146 мм и не менее 120 мм в колоннах диаметром 245 мм. Аппаратура чувствительна к дефектам, направленным параллельно оси колонны. Дефекты, расположенные перпендикулярно оси колонны, вообще не обнаруживаются. С помощью ДСИ не выявляется характер дефекта, его пространственное положение/что весьма важно для правильного выбора техники и технологии ремонтно-восста-новительных работ (особенно с использованием стальных пластырей) .

Из зарубежных разработок приборов для дефектоскопии обсадных колонн наибольший интерес представляет аппаратура ЕТТ-А и ЕТТ-Д фирмы ЗсЫитЪегдег, УегШод фирмы АМР ТиЪозсоре 1пс. и Мадпе1од фирмы Огеззег АНаз.

С помощью бесконтактных вихретоковых приборов ЕТТ-А и ЕТТ-Д выявляют коррозионные повреждения, вертикальные трещины и определяют внутренний диаметр. Возможно выявление сквозного повреждения с образованием отверстий диаметром более 2 дюймов (50 мм). В этих приборах использование трех частот снижает влияние электромагнитных характеристик материала труб на надежность показаний, однако для проведения детальных исследований их необходимо применять в комплексе с приборами, имеющими более высокую разрешающую способность.

Контактный электромагнитный прибор УегШод фирмы АМР ТиЬозсоре 1пс. предназначен для исследования обсадных колонн на наличие внутренних и наружных дефектов, классификации труб по степени коррозионного повреждения и определения интервалов перфорации. Он имеет высокую чувствительность, но получение количественных характеристик дефектов сильно затруднено вследствие истирания рабочих поверхностей датчиков, изменения их параметров, образования люфтов в соединениях.

Бесконтактный электромагнитный прибор Мадпе1од фирмы Огеззег А11а8 имеет блок интегрального толщиномера и блок электронного каверномера, что позволяет определять порывы колонн, их интегральный по периметру износ, интенсивность коррозии и потерю металла массовую. Однако на показания прибора сильное влияние оказывают дестабилизирующие факторы и электромагнитные характеристики труб, поскольку выходным информационным параметром является сдвиг фазы. Кроме того, этим прибором нельзя определить пространственное положение дефектов.

Таким образом, с помощью применяемых в настоящее время в СНГ и за рубежом приборов невозможно получить однозначный ответ о характере и пространственном положении дефекта труб, учитывая их многообразие.



6.3.2 СОСТАВ И ХАРАКТЕРИСТИКИ КОМПЛЕКСА СРЕДСТВ ДЛЯ ДИАГНОСТИКИ КРЕПИ СКВАЖИН, РАЗРАБОТАННОГО ПРЕДПРИЯТИЕМ «КУБАНЬГАЗПРОМ»

Коллективом сотрудников «Кубаньгазпрома» и его научно-технического центра создан комплекс средств и методов контроля технического состояния крепи скважин, применение которого доказало его высокую эффективность при поиске мест повреждений обсадных колонн и заколонных перетоков.

Комплекс средств контроля технического состояния крепи скважин включает следующую аппаратуру:

малогабаритный локатор муфт МЛМ-36;

дифференциальный магнитный локатор ДЛМ-42;

локатор потери металла ЛПМ-42 (80);

аппаратуру механоакустического каротажа СМАШ-42;

индукционный дефектомер колонны ИДК.

На базе этих приборов разработана технология комплексной оценки качества перфорации скважин.

Применение комплекса аппаратуры и технологии позволяет значительно повысить точность и оперативность определения дефектов крепи скважин и качества перфорации.

На рис. 6.1. показан общий вид разработанной аппаратуры.

Малогабаритный локатор муфт МЛМ-36 предназначен для определения местонахождения муфтовых соединений в обсадных колоннах и НКТ, привязки диаграмм ГИС к характерным элементам колонн и контроля за спуском скважинных приборов в нефтяных и газовых скважинах.

МЛМ-Зб обладает повышенным соотношением сигнал/помеха и возможностью установки и регистрации магнитных меток.



Рис. 6.1. Приборы комплекса технических средств для диагностики крепи скважин:

-- малогабаритный локатор муфт МЛМ-36;

--дифференциальный магнитный локатор ДАМ -- 42;

-- локатор потери металла ЛПМ-42;

-- аппаратура механоакустического каротажа СМАШ-42;

-- индукционный дефектомер колонны ИДК

Техническая характеристика МЛМ-36

Максимальная рабочая температура, °С………………………4- 200

Максимальное рабочее давление, МПа……………………….60

Максимальная длина кабеля, м ………………………6000

Габариты, мм:

длина…………………………………….………………………...950

диаметр ………………………….36

Масса, кг ……………………………………………………….9,7

Скорость подъема локатора при записи диаграмм, м/ч…….. 1000:1200

МЛМ-Зб работает на одножильном кабеле с любой каротажной станцией и может быть скомплектован с другими скважинными приборами.

Дифференциальный магнитный локатор ДЛМ-42 предназначен для определения месторождения муфтовых соединений в обсадных (бурильных) колоннах и НКТ, привязки диаграмм ГИС к характерным элементам колонн, выделения интервалов перфорации, порывов и трещин труб.

В ДЛМ-42 установлен дополнительный датчик, считывающий фон помех для их последующей компенсации, что позволяет значительно увеличить соотношение сигнал/помеха и чувствительность к повреждениям труб (обрывы, порывы, трещины и т. п.),

Техническая характеристика ДЛМ-42

Максимальная рабочая температура, °С …………………………..+ 200

Максимальное рабочее давление, МПа …………………………..60

Максимальная длина кабеля, м …………………………6000

Габариты, мм:

длина…………………………………………………..1120

диаметр………………………………………………...42

Масса, кг ………………………………………………………………..11,8

Скорость подъёма локатора при записи диаграмм, м/ч ……………..1000-1200

ДЛМ-42 работает с одножильным кабелем и любой каротажной станцией.

На рис. 6.2. показан фрагмент диаграммы в интервалах перфорации и муфтового соединения (скв. № 5 Челбасская), полученной с помощью дифференциального магнитного локатора ДЛМ-42.

Локатор потери металла ЛПМ-42 предназначен для обнаружения интервалов интенсивной коррозии обсадных колонн и НКТ, определения местоположения муфтовых соединений труб, привязки диаграмм ГИС к характерным элементам колонн, выделения интервала перфорации.

Выходной сигнал ЛПМ-42 пропорционален массе металла в зоне чувствительного элемента, представлен в частотной форме и не снижается при уменьшении скорости движения прибора, что позволяет комплектовать его с приборами радиоактивного каротажа для одновременной привязки глубин к муфтовым соединениям и геологическому разрезу.

Техническая характеристика ЛПМ-42

Максимальная рабочая температура, °С ………………………+125

Максимальное рабочее давление, МПа…………………………80

Максимальная длина кабеля, м …………………………5000

Скорость регистрации кривой, м/ч …………………………200; 800

Габариты, м:

длина ………………………….960

диаметр ………………………….80 (42)

Масса, кг ………………………….18,7

Локатор потери металла ЛПМ-42 работает с одножильным кабелем и любой каротажной станцией.

Аппаратура механоакустического каротажа СМАШ-42 предназначена для измерения изменений внутреннего диаметра обсадных колонн и НКТ, выявления мест их повреждений, определения заколонных перетоков путем регистрации акустических сигналов в скважинах, выделения негерметичностей в муфтовых соединениях и дефектных участках обсадных колонн при комплектовании гидродинамическими приборами.

Акустические шумы регистрируются с помощью широкополосного приемника, который имеет высокую разрешающую способность и чувствительность при измерении внутреннего диаметра труб и акустических сигналов, работает на трехжиль-ном кабеле; скважинный прибор снабжен тремя управляемыми с поверхности сменными измерительными рычагами.

Техническая характеристика СМАШ-42

Максимальная рабочая температура, °С …………………………….+ 125

Максимальное рабочее давление, МПа ………………………………35

Максимальная длина кабеля, м ………………………………4000

Погрешность измерения диаметра обсадных труб и НКТ, мм . . ……...4-1,0Число полос регистрации акустических сигналов………………………6

Частотный диапазон, Гц ………………………………10 ч30000

Габариты, м:

длина ……………………………….2350

диаметр . . . ……………………………….42

Масса, кг ……………………………….26

Рис.6.3. Фрагмент диаграммы микрокавернометрии повреждений экс/колонне 844-848 м. разбуренного пакера

На рис. 6.3. показан фрагмент диаграммы микрока-вернометрии сква-жинных повреждений эксплуатационной колонны в интервале 844--848 м разбуренного паке-ра, полученной на скв. № 117 Краснодарского ПХГ с помощью СМАШ-42. На рис. 6,4. показан фрагмент кривой широкополосной шумомет-рии, характеризующейся повышением уровня шума заколонного перетока газа из продуктивной толщи к поверхности с аномалиями против сужений канала перетока; исследования выполнены СМАШ-42 на той же скважине.

Индукционный дефектомер колонны ИДК предназначен для выявления повреждений обсадных колонн (порывов, трещин, сквозных отверстий и других дефектов) в скважинах, заполненных буровым раствором, водой, газом, нефтью и их смесями. ИДК позволяет обнаруживать трещины как продольной, так и поперечной ориентации по телу труб с одновременной «привязкой» их к муфтовым соединениям, что в свою очередь обеспечивает выбор наиболее

эффективной технологии ремонтно-восстановительных работ.

Техническая характеристика ИДК

Диаметр обсадных колонн, мм ……………………139,7; 146; 168

Наружный диаметр скважинных приборов, мм…………105; 127

Длина, мм ……………………1970; 2300

Масса, кг……………………………………………………..50-70

Протяженность выявленных дефектов в колоннах

Рис. 6.4. Фрагмент кривой широко-полосной шумометрии, выполненной на СМАШ-42

диаметром 140, 146 мм, мм

продольной ориентации………………………..50

поперечной ориентации………………………..70

Протяженность выявляемых дефектов в колоннах диаметром 168 мм, мм:

продольной ориентации……………….70

поперечной пориентации…………...80ч100

Избыточное давление для

скважинного прибора, МПа………….до 50

Температура окружающей

среды, °С . . ……………………..125

Напряжение питания наземной аппаратуры, В……………………………………………..220

Частота тока питания, Гц……………..60±5

Потребляемая мощность, Вт…………….170

На рисунке 6.5 показан фрагмент диаграммы ИДК по скв. №6 Элитной площади.

6.3.3 ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ДИАГНОСТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА, РАЗРАБОТАННОГО «КУБАНЬГАЗПРОМОМ»

Применяемые в странах СНГ приборы СГДГ-2 и СГДГ-3 не выявляют дефекты труб поперечной ориентации. Помехи от неоднородной намагниченности колонн в них не компенсируются, искажающие влияния скважинных условий не устраняются. В этих приборах не возможна одновременная регистрация данных микрокавернометрии и шумометрии, редко оценивается характер сообщаемости с внутриколонным пространством, не определяется степень изоляции от соседних пластов или газонефтяного (ГНК), газоводяного (ГВК) и водонефтяного (ВНК) контактов проперфорированного интервала скважины.



Рис. 6.5. Фрагмент диаграммы ИДК:

1 -- интервал перфорации;

2, 3 -- зоны растрескивания эксплуатационной обсадной колонны выше и ниже интервала перфорации соответственно

позволяет определить и зафиксировать на диаграмме трещины колонн поперечной ориентации;

Аналогичные недостатки присущи зарубежным техническим средствам, описанным выше, с той лишь разницей, что в них сделана попытка компенсировать помехи от неоднородной намагниченности и искажающих влияний сква жинных условий, однако, полностью достичь этой компенсации и устранить их негативные влияния не удалось.Разработанный «Кубань-газпромом» комплекс приборных средств и методов дефектоскопии крепи скважин выгодно отличается от известных отечественных и зарубежных аналогов следующим:

компенсирует помехи от неоднородной намагниченности колонны;

устраняет искажающие влияния сква-

жинных условий;

производит одновременную регистрацию данных микрокавернометрии и шумометрии;

позволяет оценить сообща-емость с внутриколонным пространством;

определяет степень изоляции проперфорированного интервала от соседних пластов или ГНК, ГВК и ВНК.

Анализ дефектограмм позволяет дифференцировать дефекты по видам: продольные, поперечные, направленные под углом к оси. Большим преимуществом является практически одинаковая чувствительность к дефектам с различной ориентацией; кроме того, выходной сигнал пропорционален протяженности дефекта на его проекции на ось трубы.

6.3.4 ТЕХНОЛОГИЯ КОМПЛЕКСНОЙ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИН

Технология предназначена для определения соответствия проперфорированного интервала проектному, оценки сообщаемости проперфорированной части пласта с внутриколонным пространством и степени изоляции ее от соседних пластов (или ГНК, ГВК, ВНК) по колонне и заколонному пространству.



Основные результаты применения технологии иллюстрируются сводной диаграммой (рис. 6.6.):

сопоставление кривых АКЦ до и после перфорации характеризует отсутствие ухудшения качества цементирования после перфорации выше и ниже ее интервала;

сопоставление кривых электрического потенциала колонны (ЭПК) до и после перфорации характеризует удовлетворительную сообщаемость проперфорированного пласта с внутриколонным пространством;

сопоставление кривых дифференциального магнитного локатора до и после перфорации показывает возможность определения трещин колонны, образовавшихся выше и ниже проперфорированного интервала, а также изменение состояния муфтового соединения над ним;

сопоставление кривых частотного локатора потери металла до и после перфорации дает возможность определить интервал перфорации;

сопоставление кривых индукционного дефектомера обсадных колонн до и после перфорации характеризует изменение физических свойств колонны, а также ее трещиноватость и ниже проперфорированного интервала.

Анализ всего комплекса зарегистрированных кривых показывает, что, несмотря на растрескивание колонны выше и ниже интервала перфорации, проперфорированный пласт изолирован от нижезалегающего водоносного пласта, сообщается с внутриколонным пространством и поэтому качество его перфорации можно оценить как удовлетворительное. При испытании скважины получен чистый газ.

Применение технологии комплексной оценки качества перфорации скважин позволяет не только оценить характер сооб-щаемости проперфорированной части пласта с внутриколонным пространством и качество ее вскрытия, но и уточнить границы проперфорированного интервала, а также определить степень его изоляции по колонне и заколонному пространству от ближайших выше- и нижезалегающих пластов-коллекторов или ГВК, ГНК, ВНК.

Поэтому применение технологии особенно эффективно при перфорации в условиях частого чередования в разрезе скважины пластов-коллекторов с различным характером насыщения или при близкорасположенных к интервалу перфорации газонефтяного, газоводяного или водонефтяного контактов.

В случае удовлетворительных результатов оценки качества перфорации скважины по этому способу появление воды или газа при испытании проперфорированной части нефтенасыщенного пласта или нефти, или воды при испытании газового пласта обусловливается прорывом флюида по пласту, а не по заколонному пространству, и для его ликвидации применяются известные изоляционные мероприятия.

6.4 ТЕХНОЛОГИЯ РЕМОНТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН СТАЛЬНЫМИ ПЛАСТЫРЯМИ

Из применяемых в отечественной практике методов установка тонкостенных продольно-гофрированных стальных труб (пластырей) в большинстве случаев является наиболее перспективной, экономичной и простой.

Суть этого метода заключается в том, что продольно-гофрированный пластырь, изготовленный из тонкостенной цилиндрической трубы и покрытый герметизирующим материалом, спускают в подготовленный участок скважины на специальном устройстве и расширяют лорнирующим элементом этого устройства до сопряжения с обсадной колонной в месте ее дефекта.

6.4.1 ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ОПЕРАЦИЙ ПРИ РЕМОНТЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН СТАЛЬНЫМИ ПЛАСТЫРЯМИ

Основные требования к технологическому процессу:

1. Изоляция продуктивного пласта от ремонтируемого участка обсадной колонны.

2. Проверка ствола обсадной колонны на проходимость инструмента.

3. При наличии смятия обсадной колонны его ликвидация.

4. Определение местонахождения негерметичности (дефекта) обсадной колонны с точностью + 500 мм.

5. Очистка внутренней поверхности обсадной колонны в интервале дефекта.

6. Определение характера, формы и размеров дефекта.

7. Установка на дефект пластыря.

8. Нанесение на наружную поверхность пластыря герметизирующего материала.

9. Устройство, предназначенное для установки пластыря и снабженное гидравлической дорнирующей головкой, должно обеспечивать ее заход в пластырь без давления, а прочность его элементов на разрыв должна удовлетворять условию

[N_у] > 1,6 [N_р] > 400кН,

...