Проведение рир при неустановленном
ИНТЕРВАЛЕ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ КОЛОННЫ
Если в скважине не наблюдалось межколонных проявлений, а негерметичность выявлена при опрессовке колонны жидкостью, то нижний конец НКТ следует расположить на 5 - 10 м выше искусственного забоя или цементного моста, установленного над интервалом перфорации. В качестве тампонажного материала используются гелеобразующие составы. Вязкость состава по ПВ-5 должна быть в пределах от 150 до 200 с. Обвязку выполняют в соответствии с рис. 5.9.
Приготавливают тампонирующий состав, который затем перекачивают в одну из половин мерника ЦА. Другую половину заполняют буровым раствором. Закачивая буровой раствор в затрубное пространство с подачей 3 - 5 л/с при открытом трубном, восстанавливают циркуляцию. Штуцеруя выкид из НКТ частичным перекрытием крана, устанавливают давление в обсадной колонне при циркуляции жидкости, не превышающее величины, регламентированной при опрессовке скважины. Не прекращая закачки, переключают краны на подачу тампонирующего состава в скважину. Состав прокачивают по затрубному пространству, не допуская превышения давления в колонне над допускаемым при опрессовке.
По мере перехода состава из затрубного пространства в трубы постепенно открывают кран на выкиде из НКТ; снижают давление прокачки и вымывают излишки состава на поверхность. Скважину оставляют на ОЗЦ.
Если при эксплуатации в скважине наблюдались межколонные проявления, то после отключения интервала перфорации нижний конец НКТ устанавливают на глубине L.
Рецептуру отверждающегося тампонирующего состава подбирают по температуре в скважине на глубине L. При использовании отверждающихся составов порядок работ аналогичен последовательности работ с применением гелеобразующих составов. После прокачки состава по затрубному пространству и вымыва излишка его на поверхность НКТ поднимают из скважины. В фонтанных скважинах допускается повторная герметизация резьбовых соединений колонн гелеобразующим составом без отключения перфорированной зоны. До наступления срока планово-предупредительного ремонта внутрискважинного оборудования работы допускаются без подъема НКТ.
ПРОВЕДЕНИЕ РИР В ПЕРФОРИРОВАННОЙ
НЕОСВОЕННОЙ СКВАЖИНЕ
Буровой раствор закачивают в затрубное пространство и восстанавливают циркуляцию. Выкид из НКТ перекрывают и проверяют приемистость скважины. С этой целью при максимальной подаче ЦА осуществляют нагнетание бурового раствора и фиксируют наблюдаемое при этом давление рпр без превышения его над допускаемым при опрессовке. При необходимости для предупреждения загрязнения продуктивного пласта в качестве буровых растворов используются инертные жидкости (дегазированная нефть и др.). РИР проводится, если рпр > 10,0 МПа.
При необходимости для увеличения рпр в призабойную зону прокачивают 1 - 2 м3 высоковязкого (не менее 200 с по ПВ-5 при забойной температуре) водного раствора полимера (например, КМЦ, ПАА). С этой целью раствор полимера закачивают в НКТ и при закрытом затрубном пространстве вытесняют из труб в призабойную зону. Возможно использование композиции ВУС, которая после вытеснения в призабойную зону должна находиться в покое в течение периода гелеобразования. Приготовленный расчетный объем гелеобразующего состава при закрытом выкиде из НКТ закачивают в затрубное пространство. Буровым раствором состав продавливается до предполагаемого местоположения интервала, в котором имеется негерметичность. Если этот интервал неизвестен, то объем продавочной жидкости рассчитывают, исходя из глубины, рассчитанной по приведенным выше формулам. При закачке и продавке тампонирующего состава подача насосов регулируется для создания в затрубном пространстве максимально возможного давления, но не выше допускаемого при опрессовке данной колонны. Затем скважину оставляют на ОЗЦ.
Гелеобразный состав из затрубного пространства вымывается, скважина осваивается и переходит в эксплуатацию.
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 рпр > 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 рм.к. при освоении и эксплуатации отремонтированных скважин. Для определения показателя долговечности — среднего срока службы изолирующего тампона устанавливают ежемесячный контроль за эксплуатацией отремонтированных скважин.